ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

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1 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL CAMPO YUCA PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS DARWIN EDUARDO CALVOPIÑA CASTELLANO darwineduardocc@hotmail.com DANIEL RICARDO PALMA MIÑO Daniel_palma58@hotmail.com DIRECTOR: ING. MIGUEL ÁNGEL OROZCO ESPINOZA Morozco@pro.eppetroecuador.ec Quito, Abril 2012

2 II DECLARACIÓN Nosotros, Darwin Eduardo Calvopiña Castellano y Daniel Ricardo Palma Miño, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por normatividad institucional vigente. DARWIN CALVOPIÑA C. DANIEL PALMA M.

3 III CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Darwin Eduardo Calvopiña Castellano y Daniel Ricardo Palma Miño bajo mi supervisión. Ing. Miguel Orozco DIRECTOR DE PROYECTO

4 IV AGRADECIMIENTO A DIOS, la luz que siempre me a guiado por el camino del bien, quien me a dado la fortaleza para seguir adelante, a quien le debo mi vida y mis logros. Gracias flaco por bendecir mis pasos. A mis padres Luz y Raúl y a mis hermanos Byron, Hugo, Katy y Lili, por darme el apoyo incondicional en todo momento. A Don Edmundo y Marianita, a quienes considero como mis segundos padres, por sus consejos, comprensión, confianza y calor de hogar en estos años. A la Escuela Politécnica Nacional, en especial a la Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos, a todos los ingenieros que a lo largo de este tiempo supieron compartir sus conocimientos. Al director del proyecto Ing. Miguel Orozco, por haber brindado la colaboración desinteresada para culminar esta etapa de mi vida, gracias por su apoyo y consejos. A todos los Pollitos con quienes compartí muchos gratos momentos en esta etapa de mi vida. Un agradecimiento especial a Daniel Palma gran amigo, con quien pude alcanzar esta meta. Darwin

5 V AGRADECIMIENTO El presente proyecto de titulación necesitó de varios actores para ser una realidad, por ello mi agradecimiento para todas esas buenas personas que en su momento supieron prestarme su conocimiento, guía y amistad. A mi padre Ricardo y mi hermana Gaby, por todos esos años de consejos, y enseñanzas, que muchas veces tardaron en ser escuchados pero su insistencia y su buen ejemplo me permiten hoy alcanzar un logro importante. A los ingenieros de la Escuela Politécnica Nacional Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos en especial al Ingeniero Barros codirector del Proyecto, a todos ellos les agradezco por compartir conmigo su conocimiento. Ingeniero Miguel Orozco, por su ayuda, por transmitirnos sus conocimientos facilitando el desarrollo del proyecto y por su amistad, Gracias! A mi familia por su apoyo y confianza a lo largo de estos años, hoy que logro alcanzar una meta, ojala que sea apenas una pequeña parada en un largo camino, espero siempre contar con ustedes para hacer que el trayecto sea mas sencillo con su amena compañía. A mis amigos aquellas buenas personas que cada me regalan un poco de su tiempo y comparten conmigo sus alegrías y penas, que me impulsan ha seguir adelante, en especial a los pollitos Grandes compañeros, Grandes amigos; y para mi gran amigo Darwin con quien elaboramos el Proyecto de titulación por su paciencia y ayuda Gracias. Son por ello participes de este logro, a quienes debo mi Gratitud. Daniel

6 VI DEDICATORIA A mis queridos papis Luz y Raúl, vivo ejemplo de humildad, honradez y superación, quienes me demostraron que con esfuerzo y dedicación todo es posible. A los dueños de mi corazón, la razón de mi vida Rosy y Sebastian, los amo mucho. A todas las personas que de uno u otra forma contribuyeron para que esta meta se haga realidad. Darwin

7 VII DEDICATORIA A mi padre, Ricardo, y a mi Hermana, Gaby, sin su ayuda, confianza y apoyo me hubiera encontrado perdido, pero halle el camino haciendo de sus vidas mi ejemplo, cuando los problemas surgían me pareció que fue distante y complicado, pero ahora que llego a la meta, comprendo que fue lo suficientemente largo para enseñarme paciencia, lo suficientemente difícil para enseñarme a superar los obstáculos y entre la distancia y la dificultad comprendí cuan importante es tenerlos a mi lado, por todo este Proyecto es para ustedes. Daniel

8 VIII CONTENIDO CONTENIDO... VIII ÍNDICE DE TABLAS... XIV ÍNDICE DE FIGURAS... XVI ÍNDICE DE ANEXOS... XIX SIMBOLOGÍA... XX RESUMEN... XXIII PRESENTACIÓN... XXIV CAPÍTULO DESCRIPCIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS ACTUALES DEL CAMPO YUCA BREVE RESEÑA HISTÓRICA UBICACIÓN ASPECTOS GEOLÓGICOS DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL DEL CAMPO DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA DE LOS YACIMIENTOS CARACTERIZACIÓN DEL RESERVORIO PROPIEDADES DE LA ROCA Porosidad (Φ) Permeabilidad (k) Resistividad (R) Resistividad del Agua de Formación (R W ) Saturación de Agua (S W ) Resultados de Análisis de Núcleos Contenido de Fluidos PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Presión de burbuja (P b ) Razón gas petróleo (GOR) Factor volumétrico del petróleo (β O ) Viscosidad del petróleo (µ o ) Densidad del petróleo (ρ o ) PROPIEDADES PETROFÍSICAS... 14

9 IX Espesor de la Arena Espesor Neto Porosidad Perfil de Densidad de Formación Perfil Sónico Perfil Neutrónico Saturación de Agua (S w ) Resistividad del Agua (R w ) Salinidad Volumen de Arcilla Valores de corte (Cut Off) RESULTADOS DE LAS CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL CAMPO TOPES Y BASES RESULTADOS DE LAS CARACTERÍSTICAS PVT DEL CAMPO BUILD UP DE LOS POZOS Presiones CAPITULO ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO YUCA TIPOS DE COMPLETACIÓN POZOS VERTICALES POZOS DIRECCIONALES PRUEBAS INICIALES HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Principio de funcionamiento Ventajas Y Desventajas del sistema de bombeo electrosumergible Descripción del Equipo del Sistema de Bombeo Electrosumergible... 33

10 X Equipos de superficie Equipos de Subsuelo FACILIDADES DE PRODUCCIÓN REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN PRODUCCIÓN HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO YUCA Napo U Napo T Hollín Superior Hollín Inferior ANÁLISIS DE PRESIONES POR RESERVORIO Napo U Napo T Hollín Superior Hollín Inferior ANÁLISIS DE PRESIONES POR POZO PRODUCTOR Presión de Reservorio (P R ) Presión de fondo fluyente (P wf ) MECANISMOS DE PRODUCCIÓN Reservorio U Reservorio T Reservorio Hollín Superior Reservorio Hollín Inferior PRUEBAS DE PRODUCCIÓN ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS RESERVAS REMANENTES ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ACTUAL DE CADA POZO PRODUCTOR DEL CAMPO YUCA CAPITULO PROPUESTA TÉCNICA PARA INCREMENTAR Y OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN EN LOS POZOS DEL CAMPO YUCA... 59

11 XI 3.1 ANÁLISIS NODAL CONCEPTO DE ANÁLISIS NODAL PROCEDIMIENTO DE ANÁLISIS PARÁMETROS NECESARIOS COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FLUIDOS DE FORMACIONES PRODUCTORAS Índice de Productividad (IP) Eficiencia de Flujo IPR EN YACIMIENTOS Ecuación de Vogel Ecuación de Fetkcovich PUNTO DE ANÁLISIS CONDICIONES DE OPERACIÓN ANÁLISIS DE SENSIBILIDADES DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA COMPUTACIONAL DE ANÁLISIS NODAL ASPECTOS GENERALES DE LA SIMULACIÓN Consideraciones Generales del Estudio Procedimiento de Ingreso de Datos MÉTODO GENERAL DE AJUSTE DE PARÁMETROS MEDIDOS Ajuste de las Propiedades del Fluido Perfil de Presiones Correlaciones de Flujo RESULTADOS DEL ANÁLISIS NODAL POZOS SELECCIONADOS YUCA 1B YUCA 2B YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA 21D YUCA 23D ANÁLISIS DE RESERVAS MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN

12 XII RESULTADOS Arena U Superior Arena U Inferior Arena T Superior Arena T Inferior Arena H Superior Arena H Inferior RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE RESERVAS POR POZO Yuca Yuca Yuca 19D Yuca 22D Yuca 24D Yuca 25D ANÁLISIS DE POZOS CERRADOS YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA 20D PROPUESTA TÉCNICA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN CAPITULO ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO INTRODUCCIÓN CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA VALOR ACTUAL NETO (VAN) TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) RELACIÓN BENEFICIO/COSTO

13 XIII 4.3 COSTOS DE REACONDICIONAMIENTO COSTOS DE PRODUCCIÓN INGRESOS EGRESOS CRONOGRAMA DE REACONDICIONAMIENTOS HIPÓTESIS BAJO LA CUAL SE REALIZA EL ANÁLISIS ECONÓMICO RESUMEN DEL ANÁLISIS ECONÓMICO CAPÍTULO CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES CONCLUSIONES RECOMENDACIONES REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ANEXOS

14 XIV ÍNDICE DE TABLAS CAPÍTULO 1 TABLA 1.1 Resultados del análisis convencional de núcleos de corona... 9 TABLA 1.2 Resultado de contenido de fluidos TABLA 1.3 Salinidades de los Yacimientos TABLA 1.4 Resultado de las características petrofísicas del campo Yuca TABLA 1.5 Topes y bases de las formaciones en el campo Yuca TABLA 1.6 Resultados del análisis PVT CAPÍTULO 2 TABLA 2.1 Reporte de producción acumulada hasta Julio del TABLA 2.2 Presión de reservorio para cada pozo TABLA 2.3 Presión de fondo fluyente para cada pozo TABLA 2.4 Pruebas de producción por pozo TABLA 2.5 Sumario de producción diaria por arena TABLA 2.6 Estado actual de los pozos TABLA 2.7 Reservas remanentes de petróleo del campo Yuca TABLA 2.8 Índice de productividad por pozo CAPÍTULO 3 TABLA 3.1 Resultados de sensibilidades Yuca 1B TABLA 3.2 Resultados de sensibilidades Yuca 2B TABLA 3.3 Resultados de sensibilidades Yuca TABLA 3.4 Resultados de sensibilidades Yuca TABLA 3.5 Resultados de sensibilidades Yuca 21D TABLA 3.6 Resultados de sensibilidades Yuca 23D TABLA 3.7 Arenas producidas por cada pozo del campo Yuca TABLA 3.8 Cálculo de reservas remanentes arena U SUPERIOR TABLA 3.9 Cálculo de reservas remanentes arena U INFERIOR TABLA 3.10 Cálculo de reservas remanentes arena T SUPERIOR TABLA 3.11 Cálculo de reservas remanentes arena T INFERIOR TABLA 3.12 Cálculo de reservas remanentes arena H SUPERIOR

15 XV TABLA 3.13 Cálculo de reservas remanentes arena H INFERIOR TABLA 3.14 Resumen de la propuesta técnica para cada pozo TABLA 3.15 Resumen de los trabajos propuestos CAPÍTULO 4 TABLA 4.1 Costos de reacondicionamiento (LIMPIEZA DE BES) TABLA 4.2 Costos de reacondicionamiento (ESTIMULACIÓN) TABLA 4.3 Costos de reacondicionamiento (PESCA) TABLA 4.4 Cronograma de trabajos propuestos TABLA 4.5 Resultados finales primer escenario TABLA 4.6 Resultados finales segundo escenario TABLA 4.7 Resultados finales tercer escenario

16 XVI ÍNDICE DE FIGURAS CAPÍTULO 1 FIGURA 1.1 Mapa de ubicación del campo Yuca... 2 FIGURA 1.2 Edad estructural del campo Yuca... 3 FIGURA 1.3 Columna crono estratigráfica del campo Yuca... 6 FIGURA1.4 Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente... 7 FIGURA 1.5 Mapa de contorno estructural al tope del reservorio U inferior FIGURA 1.6 Historial de presiones de reservorio para la arena U FIGURA 1.7 Historial de presiones de reservorio para la arena T FIGURA 1.8 Historial de presiones de reservorio para la arena HOLLÍN CAPÍTULO 2 FIGURA 2.1 Diagrama esquemático de los equipos de superficie y fondo FIGURA 2.2 Diagrama ilustrativo de la caja de venteo FIGURA 2.3 Bomba multietapas FIGURA 2.4 Separador de gas FIGURA 2.5 Succión estándar FIGURA 2.6 Sección sellante FIGURA 2.7 Corte transversal de un motor de fondo FIGURA 2.8 Tipos de cables FIGURA 2.9 Porcentaje de aporte de producción por arena FIGURA 2.10 Historial de producción del campo Yuca FIGURA 2.11 Historial de producción de la arenisca U FIGURA 2.12 Historial de producción de la arenisca T FIGURA 2.13 Historial de producción de la arenisca HOLLÍN SUPERIOR FIGURA 2.14 Historial de producción de la arenisca HOLLÍN INFERIOR FIGURA 2.15 Historial de presiones de la arenisca U FIGURA 2.16 Historial de presiones de la arenisca T FIGURA 2.17 Historial de presiones de la arenisca HOLLÍN SUPERIOR FIGURA 2.18 Historial de presiones de la arenisca HOLLÍN INFERIOR FIGURA 2.19 Mecanismo de empuje reservorio U FIGURA 2.20 Mecanismo de empuje reservorio T... 54

17 XVII FIGURA 2.21 Distribución de la producción diaria por arena CAPÍTULO 3 FIGURA 3.1 Diagrama general del análisis nodal FIGURA 3.2 Ubicación de los nodos FIGURA 3.3 Posibles perdidas de presión en el sistema FIGURA 3.4 IPR (Inflow Performance Curve) FIGURA 3.5 Curva IPR FIGURA 3.6 Tasa de producción posible o de equilibrio FIGURA 3.7 Análisis nodal FIGURA 3.8 Datos generales del proyecto FIGURA 3.9 Asistente para perfil de líneas FIGURA 3.10 Modelo físico del pozo FIGURA 3.11 Propiedades BLACK OIL FIGURA 3.12 Datos del reservorio y la capa FIGURA 3.13 Perfil de desviación FIGURA 3.14 Perfil geotérmico FIGURA 3.15 Configuración de la tubería de producción FIGURA 3.16 Equipo de pozo FIGURA 3.17 Datos de la bomba electrosumergible FIGURA 3.18 Análisis nodal FIGURA 3.19 Ajuste del perfil de presiones medidas FIGURA 3.20 Análisis nodal de fondo Yuca 1B FIGURA 3.21 Análisis nodal de cabeza Yuca 1B FIGURA 3.22 Análisis de sensibilidades Yuca 1B FIGURA 3.23 Análisis nodal de fondo Yuca 2B FIGURA 3.24 Análisis nodal de cabeza Yuca 2B FIGURA 3.25 Análisis de sensibilidades Yuca 2B FIGURA 3.26 Análisis nodal de fondo Yuca FIGURA 3.27 Análisis nodal de cabeza Yuca FIGURA 3.28 Análisis de sensibilidades Yuca FIGURA 3.29 Análisis nodal de fondo Yuca FIGURA 3.30 Análisis nodal de cabeza Yuca

18 XVIII FIGURA 3.31 Análisis nodal de fondo Yuca FIGURA 3.32 Análisis nodal de cabeza Yuca FIGURA 3.33 Análisis de sensibilidades Yuca FIGURA 3.34 Análisis nodal de fondo Yuca FIGURA 3.35 Análisis nodal de cabeza Yuca FIGURA 3.36 Análisis nodal de fondo Yuca 21D FIGURA 3.37 Análisis nodal de cabeza Yuca 21D FIGURA 3.38 Análisis de sensibilidades Yuca 21D FIGURA 3.39 Análisis nodal de fondo Yuca 23D FIGURA 3.40 Análisis nodal de cabeza Yuca 23D FIGURA 3.41 Análisis de sensibilidades Yuca 23D FIGURA 3.42 Porcentaje de incremento por los trabajos propuestos CAPÍTULO 4 FIGURA 4.1 Tiempo de recuperación de la inversión primer escenario FIGURA 4.2 Tiempo de recuperación de la inversión segundo escenario FIGURA 4.3 Tiempo de recuperación de la inversión tercer escenario

19 XIX ÍNDICE DE ANEXOS CAPÍTULO 1 ANEXO 1.1. Carta GEN - 9. Resistividad de soluciones salinas ANEXO 1.2 Resultados petrofísicos por pozo ANEXO 1.3 Resultados de BUILD UP CAPÍTULO 2 ANEXO 2.1 Diagramas de completación de cada pozo ANEXO 2.2 Completación y pruebas iniciales ANEXO 2.3 Resumen de trabajos de reacondicionamiento para cada pozo CAPÍTULO 3 ANEXO 3.1 Tablas de correlaciones PVT ANEXO 3.2 Correlaciones de flujo multifásico vertical ANEXO 3.3 Localización de los pozos en el campo Yuca ANEXO 3.4 Ecuación PSEUDOSTEADYSTATE ANEXO 3.5 Curvas de declinación de producción por pozo y arena CAPÍTULO 4 ANEXO 4.1 Incremento de producción mensual incluida la declinación ANEXO 4.2 Resultados de la evaluación económica para el Primer escenario ANEXO 4.3 Resultados de la evaluación económica para el segundo escenario226 ANEXO 4.4 Resultados de la evaluación económica para el tercer escenario

20 XX SIMBOLOGÍA Símbolo Definición API: American Petroleum Institute BAPD: Barriles de agua por día BES, ESP: Bombeo eléctrico sumergible BF: Barriles fiscales BFPD: Barriles de fluido por día BIPD: Barriles inyectados por día Bls: Barriles BPPD: Barriles de petróleo por día BSW: Basic sediments and water CEPE: Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana C: Compresibilidad C o : Compresibilidad del petróleo Fnck: Flujo neto de caja Fr: Factor de recobro Ft: Pies Ft 3 : Pies cúbicos GOR: Razón gas petróleo gr: Gramos HCL: Acido clorhídrico HI: Arenisca Hollín Inferior HS: Arenisca Hollín Superior Hz: Hertz K: Permeabilidad Kg: kilogramo Km: Kilómetros m: metros md: Milidarcy mp: Medio punzonado l: Litro

21 XXI lb: Libra MD: Profundidad medida MM: Millones M: Miles Ni: Reservas iniciales N p : Reservas producidas OFM: OIL FIELD MANAGER P: Presión P b : Presión de burbuja PCS: Pies cúbicos estandar P i : Presión inicial POES: Petróleo original en sitio P R : Presión de Reservorio P sep : Presión del separador PVT: Presión, volumen y temperatura P wf : Presión de fondo fluyente P ws : Presión estática de yacimiento Q,q: Caudal R: Resistividad R s : Solubilidad del gas R w : Resistividad del agua de formación S g : Saturación de gas S o : Saturación de petróleo S w : Saturación de agua T: Temperatura TI: Arenisca T Inferior TS: Arenisca T Superior TIR: Tasa interna de retorno TIRm: Tasa interna de retorno mensual TVD: Profundidad vertical verdadera UI: Arenisca U Inferior US: Arenisca U Superior USD: Dólares

22 XXII UTM: Universal Transverse Mercator V: Volumen VAN: Valor actual neto Ø: Porosidad β o : Factor volumétrico de petróleo β oi : Factor volumétrico de petróleo a la presión inicial β ob : Factor volumétrico de petróleo a la presión de burbuja β g : Factor volumétrico de gas β w : Factor volumétrico de agua ρ ο : ρ οβ : ρ γ : Densidad del petróleo Densidad del petróleo a la presión de burbuja Densidad del gas µ: Viscosidad µ o : Viscosidad del petróleo µ ob : Viscosidad del petróleo a la presión de burbuja µ w : Viscosidad del agua γ γ : Gravedad específica del gas γ ο : Gravedad específica del Petróleo Z: Factor de compresibilidad

23 XXIII RESUMEN El proyecto de titulación tiene como objetivo incrementar la producción de petróleo en los pozos del campo Yuca operado por EP PETROECUADOR, mediante Análisis Nodal de pozos productores, calculo de reservas y análisis de pozos cerrados. El proyecto consta de 5 capítulos. El capitulo 1 presenta aspectos generales del campo Yuca, ubicación, descripción geológica y estratigráfica, también caracteriza los reservorios considerando las propiedades de los fluidos y de la roca, obtenidos por medio de análisis PVT y análisis de núcleos respectivamente. El capitulo 2 presenta información de pruebas iniciales, historial de reacondicionamientos, pruebas de presión (Build Up), historial de producción y datos oficiales de reservas remanentes; información usada para determinar el estado actual de los pozos, la presión de reservorio promedia por pozo y describir los mecanismos de producción de los reservorios. Adicionalmente se define el sistema de producción (Bombeo Eléctrico Sumergible) utilizado por todos los pozos del campo. El capítulo 3 describe el software PIPESIM TM y la técnica de Análisis Nodal como parte del estudio para incrementar la producción de petróleo. Se realizó un análisis de las reservas remanentes mediante el software Oil Field Manager y el análisis de pozos cerrados, por último se detalla la propuesta técnica que permite alcanzar el objetivo planteado. Partiendo de la propuestas técnica realizada a cada pozo, en el capitulo 4 se presenta el análisis económico con tres escenarios que determina la factibilidad del proyecto. Finalmente en el capitulo 5 se sintetizan las conclusiones y recomendaciones obtenidas en el presente proyecto.

24 XXIV PRESENTACIÓN En busca de mecanismos que contribuyan con la ardua labor de incrementar la producción del campo Yuca operado por EP Petroecuador, se plantea el presente proyecto titulado ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL CAMPO YUCA El proyecto tiene como finalidad presentar una propuesta técnica para incrementar la producción de petróleo acorde con las condiciones actuales, analizando los parámetros petrofísicos de la roca y análisis PVT de fluido, el estado de los pozos, la historia de producción, pruebas iniciales y reservas de cada pozo. La propuesta técnica se realiza para cada uno de los pozos evaluando los resultados del análisis nodal, del cálculo de reservas y de pruebas iniciales. La rentabilidad económica del proyecto se determina con la estimación del valor actual neto (VAN), la tasa interna de retorno (TIR) y la relación beneficio/costo. Para determinar los valores previamente mencionados se considera el valor incrementado de producción de la propuesta técnica y los costos de los trabajos propuestos. El proyecto finaliza sintetizado a través de las conclusiones y recomendaciones.

25 CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS ACTUALES DEL CAMPO YUCA 1.1 BREVE RESEÑA HISTÓRICA El campo Yuca fue descubierto por la Cía. Texaco, luego de perforar el pozo exploratorio Yuca-01 el 31 de Octubre de 1970, alcanzando la profundidad total de pies. Completado en diciembre del mismo año siendo probado en los reservorios: Hollín superior produciendo 340 BPPD de 23 API, Napo U produciendo 184 BPPD de 27 API y Napo T que prod ujo 520 BPPD de 30 API. Iniciando su producción a finales del año 1980, con BPPD de los reservorios Hollín Superior, Napo T, y Napo U por el Consorcio CEPE Texaco hasta el año 1991 en que paso a ser operado por EP Petroecuador, a través de su ex-filial PETROPRODUCCION, y a finales del año 2010 pasó a ser operada por EP Petroecuador; empresa que actualmente esta extrayendo el petróleo remanente. Hasta Julio del 2011, se han perforado 25 pozos los cuales se describen posteriormente. Según estudios realizados en mayo del 2009, se estima que el campo Yuca dispone de un total de 78 MM Bls. de reservas probadas.

26 2 1.2 UBICACIÓN El campo Yuca se encuentra ubicado superficialmente en coordenadas UTM m m W, m m E, m m W, m m E, localizado al Nororiente del Ecuador, en la parte sur de la Cuenca Oriente, en la Provincia Francisco de Orellana, Cantón Coca a 260 Km al Oeste de Quito, aproximadamente 80 Km al sur de la ciudad de Nueva Loja, al noreste limita con el río Napo en el sector de Primavera, se halla localizado entre los campos Culebra-Yulebra y Primavera (Ver Figura 1.1). FIGURA 1.1 Mapa de ubicación del campo Yuca Fuente: EP Petroecuador

27 3 1.3 ASPECTOS GEOLÓGICOS GEOLÓGI DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL TRUCTURAL DEL CAMPO. Se trata de una estructura de orientación N-S N S integrada por dos altos, altos el mayor de ellos ubicado al norte con un cierre estructural cercano a los 70 y el del sur con un cierre de alrededor de 30, en la Figura 1.2, se presenta como un anticlinal de relieve muy suave, algo asimétrico, desarrollado en el Mastrichtiano-Paleoceno, Mastrichtiano evidencia la deformación sin-tectónica sin de la formación Tena. La formación Hollín está afectada por fallas normales sin-sedimentarias, sin sedimentarias, las mismas que fueron parcialmente invertidas durante el episodio de transpresión cretácica. 1 FIGURA 1.2 Edad estructural ctural del campo Yuca Fuente: EP Petroecuador. 1 a Patrice Baby,Marco Rivadeneira, Roberto Barragán, La cuenca oriente: Geología y Petróleo, 1 edición, Octubre de 2004, pag 271.

28 DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA DE LOS YACIMIENTOS Las características de las rocas reservorio de este campo son muy poco conocidas, por cuanto se dispone de pocos núcleos centrales de corona cortados en el campo y solo se ha conservado una pequeña parte de ellos. A continuación se hace una breve descripción sedimentológica y estratigráfica de las unidades que comprenden los principales reservorios de hidrocarburos: las areniscas de las formaciones Hollín y Napo inferior que componen los ciclos arenosos T y U (Ver Figura 1.3 y 1.4). FORMACIÓN HOLLÍN (Aptiano Superior - Albiano Medio). Es una arenisca de grano medio a grueso, con estratificación cruzada, presenta intercalaciones escasas de lutitas arenosas carbonatadas y arenas negras impregnadas de crudo. Se divide en dos unidades principales Hollín inferior y Hollín superior: Hollín inferior Está formada por areniscas de grano grueso y es de ambiente continental. Son depósitos fluviales de relleno de valles seguido por una depositación de ríos entrelazados y diacrónicos de planicies aluviales que se desarrollan hacia el oeste de la Cuenca. Este sistema pasa a ser progresivamente de tipo de llanura de inundación por la influencia de la transgresión marina. Hollín superior Es producto de un sistema de baja energía donde se observa una transgresión marina desarrollada en un ambiente de tipo estuarino y cubierto por facies de plataforma marino somero. Esta formación es atravesada en su totalidad por el pozo exploratorio Yuca 01, con un espesor promedio de 300 pies.

29 5 FORMACIÓN NAPO (Albiano Medio Santoniano). Consiste de una serie variable de calizas, grises a negras, intercaladas con areniscas calcáreas y lutitas negras. Descansa concordantemente sobre la formación Hollín y está cubierta por las capas rojas de la formación Tena con ligera discordancia erosional. Los intervalos de interés dentro de campo Yuca son: Arenisca T Según la descripción del núcleo del pozo Yuca 10 cortado en la arenisca T, se describe como una arenisca de grano fino a medio con laminación planar y ripples, con abundantes detritos carbonaticos, en el pozo Yuca 12, se presenta como una arenisca glauconitica y un complejo laminado de lodolita/limolitico. Con un espesor total de 190 pies a 200 pies aproximadamente que incluye a la zona caliza B, en la cual se puede fácilmente diferenciar tres unidades superpuestas: T Inferior que comprende los principales reservorios y en la que las variaciones laterales de facies son muy importantes. T Superior en esta arena los reservorios útiles están pocos desarrollados y son muy variables. Caliza B definida como un marcador regional. Arenisca U. Suprayace sobre una zona relativamente compacta de arcillas y de areniscas arcillosas y carbonatadas, la parte superior de la zona U está constituida por una parte detrítica densa con un espesor cercano a los 70 pies compuesto de una alternancia entre arcillas y rocas carbonatadas y por una parte carbonatada que corresponde a la Caliza A, su espesor puede alcanzar hasta 80 pies, no presenta ninguna característica de reservorio, al contrario constituye un buen marcador litoestratigráfico.

30 6 La parte inferior es similar a la unidad inferior de T y representa el relleno de valles incisos sobre un límite de secuencia. olumna crono estratigráfica del campo Yuca FIGURA 1.3 Columna NOMENCLATURA ESTANDARIZADA FORMACIONES: TE (Tena), HS (Hollín superior). MIEMBROS: BT (Basal Tena); CM1 (Caliza M1); CM2 (Caliza M2); CA (caliza A); US, UI (Arenisca U Superior e Inferior); MCB (Marcador Caliza B); TS, TI (Arenisca T superior e inferior). CORTES SECUENCIALES: SCC (Superficie ( de Máxima Inundación Caliza C); LST (Limite de Secuencia T); SCB (Superficie de Máxima Inundación Caliza B); LSU (Limite de Secuencia U); BCA (Base Caliza A); LSCM2 (Limite de Secuencia Caliza M2); LSBT (Limite de Secuencia Basal Tena). FUENTE: EP Petroecuador.

31 7 FIGURA1.4 Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente Fuente: EP Petroecuador.

32 8 1.4 CARACTERIZACIÓN DEL RESERVORIO PROPIEDADES DE LA ROCA En este estudio se considerará propiedades de la roca que pueden medirse y son útiles para caracterizar los reservorios del campo Yuca Porosidad (Φ) Es el espacio poroso por unidad de volumen de roca; en otras palabras, es la fracción del volumen total de una muestra que se encuentra ocupada por espacios vacíos Permeabilidad (k) La permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que la roca presenta para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados Resistividad (R) Es la resistencia a la corriente eléctrica presentado por un volumen unitario de roca Resistividad del Agua de Formación (R W ) Es la resistencia eléctrica del agua que llena el espacio del poro en la roca. El valor de R W varía con la salinidad del agua y la temperatura.

33 Saturación de Agua (S W ) Es el porcentaje del espacio poroso lleno de agua Resultados de Análisis de Núcleos Los núcleos son muestras geológicas extraídas a diferentes profundidades durante la perforación de un pozo mediante brocas de corona, los cuales luego de un análisis realizado en el laboratorio (análisis convencional de núcleos de corona y contenido de fluidos), determinan parámetros petrofísicos y geológicos de la roca. Para efectos de estudio del campo Yuca, se tomaron muestras en los pozos: Yuca 02, Yuca 13 y Yuca 17 (Ver Tabla 1.1). TABLA 1.1 Resultados del análisis convencional de núcleos de corona POZO FECHA ARENA DENSIDAD (gr/cc) INTERVALO POROSIDAD PERMEABILIDAD DE (ft) Ø (md) GRANO Yuca 02 Apr-07 T Sup Yuca 13 Sep-05 T Inf Yuca 17 Feb-03 U Inf Yuca 17 Nov-02 HOLLÍN Fuente: Coordinación de Desarrollo. EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma Contenido de Fluidos Este análisis es empleado para el cálculo de volúmenes de agua e hidrocarburos existentes en el núcleo, se realiza aplicando el método de la retorta, mediante la destilación de los fluidos, para esto previamente se procede a obtener muestras de aproximadamente 100 gr. del centro del núcleo. 2 AGILA TATIANA, CEVALLOS ANABELA, Estudio técnico económico para incrementar la producción en el bloque 27, 2010, pag 12.

34 10 En la Tabla 1.2 se puede apreciar promedio para las distintas arenas productoras. las saturaciones y la densidad de grano TABLA 1.2 Resultado de contenido de fluidos POZO FECHA ARENA DENSIDAD (gr/cc) INTERVALO So Sw DE (ft) (%) (%) GRANO YUCA 02 Jul-79 U inf , ,744 2,59796 YUCA 02 Jul-79 T sup ,252 48,258 2,5478 YUCA 13 Jul-95 U ,63 25,47 2,2017 YUCA 13 Jul-95 T inf ,51 51,85 2,4987 YUCA 17 Jun-01 U inf ,78 14,67 2,1812 YUCA 17 Jun-01 HOLLÍN ,64 22,94 2,2376 Fuente: Coordinación de Desarrollo. EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Presión de burbuja (P b ) La presión de burbuja de un hidrocarburo es la presión más alta a la cual las primeras moléculas de gas salen de solución y forman una burbuja de gas. Esta presión depende en parte de las propiedades del fluido. El gas y el aceite conforman una mezcla de múltiples componentes y las cantidades de gas-aceite están determinadas por un equilibrio gas-líquido Razón gas petróleo (GOR) Es el volumen total de gas producido por día dividido por el volumen total de petróleo producido por día, las unidades de GOR son PCS/BF. El GOR de producción es calculado en la superficie, por lo tanto se considera que todo el gas existente se encuentra en estado libre. 3 Centrilift Baker Hughes, Manual de Bombeo Electro Sumergible, Capitulo I pag 1-8.

35 11 Prod GOR = qs (Volume of gas produced) (Ec 1.1) q (Volume of oil produced) BF o Prod GOR = Sol GOR (R S ) + Gas libre (Ec 1.2) La cantidad de gas que existe en solución se expresa como Sol GOR o Rs, la magnitud de este valor varía dependiendo de la presión, temperatura, gravedad del aceite y la densidad del gas Factor volumétrico del petróleo (β O ) Por lo general el volumen de petróleo producido en la superficie es menor que el volumen de petróleo que fluye al fondo del pozo desde el yacimiento. Este cambio en volumen se debe principalmente a la perdida de presión desde el fondo del pozo hasta la superficie Viscosidad del petróleo (µ o ) Es una medida de la resistencia interna de los líquidos al flujo, dicha resistencia proviene de la fricción interna que resulta de los efectos combinados de cohesión y adhesión. La viscosidad de los derivados del petróleo se expresa normalmente en términos del tiempo requerido por un volumen específico del líquido en pasar a través de un orificio de tamaño determinado. Se distinguen tres tipos de viscosidad dependiendo de la presión a la que se encuentra. La viscosidad del aceite a temperatura atmosférica cuando no contiene gas en solución (Dead Oil), se conoce como dead oil viscosity. Cuando el aceite se encuentra saturado 13 con gas, se le conoce como viscosidad del aceite saturado o saturated viscosity. Cuando el aceite se encuentra a una presión por encima de su punto de burbuja (P>Pb) se dice que la viscosidad del aceite es de bajo nivel de saturación o under saturated viscosity. 4 4 Centrilift Baker Hughes, Manual de Bombeo Electro Sumergible, Capitulo I pag 1-13.

36 Densidad del petróleo (ρ o ) Densidad es la masa de una sustancia por unidad de volumen, se mide en kilogramos por litro o en libras por pie cúbico. La densidad del agua es 62.4 lb/ft 3 o 1.00 kg/l a condiciones estándar. La densidad del aire es lb/ft 3 o kg/l. La densidad del petróleo (ρ o ) varia de acuerdo a los cambios en temperatura y presión, al igual que a los cambios en la cantidad de gas en solución. Si el punto de interés se encuentra por encima de la presión del punto de burbuja (P b ) todo el gas disponible se encuentra en solución, por lo tanto un incremento de la presión simplemente comprimirá el líquido aumentando su densidad. Cuando la presión de interés se encuentra por encima del punto de burbuja, la densidad del petróleo se puede calcular de la siguiente forma: o ob [ C ( P - P )] ρ = ρ EXP (Ec 1.3) o b Donde: ρ ob = Densidad del petróleo a la presión de burbuja. C o = Compresibilidad isotérmica del petróleo, 1/psi. Si la presión se encuentra por debajo del punto de burbuja, la densidad del petróleo se puede calcular teniendo en cuenta que parte del gas se encuentra en estado libre y parte del gas se encuentra en solución. ρ o = γ γ R o g s B o (Ec 1.4) Donde: γ g = Gravedad específica del gas.

37 13 R s B o = Gas en solución (Sol GOR), scf/stb. = Factor volumétrico de la formación, bbl/stb = Densidad del agua a condiciones estándar, lbm/ft = Densidad del aire a condiciones estándar, lbm/scf = Pies cúbicos por barril. La densidad del gas (ρ g ) se puede calcular usando la ecuación de estado para un gas: PV = ZnRT (Ec 1.5) La relación entre el número de moles, el peso molecular del gas libre y la masa del gas es la siguiente: n = m 29 γ gf m V = P 29 γ Z R T gf (Ec 1.6) Por lo tanto la densidad del gas se puede calcular de la siguiente forma: ρ g = γ 2.7 P gf Z T (Ec 1.7) Donde: P = Presión, psia. V = Volumen, ft 3. Z = Factor de compresibilidad. n = Número de moles. R = Constante universal de gas (10.73). M = Masa, lb. T = Temperatura, o R. γ gf = Gravedad específica del gas libre.

38 PROPIEDADES PETROFÍSICAS Los valores oficiales de las características petrofísicas por pozo fueron proporcionados por EP Petroecuador (Ver Anexo 1.2), obtenidos mediante la interpretación de los registros eléctricos de cada pozo con ayuda del software Interactive Petrophysics TM ; para entender de mejor manera el proceso de análisis realizado por EP Petroecuador en el estudio se presenta la descripción de ecuaciones utilizadas y terminología aplicada. Los parámetros presentes en el sumario petrofísico son (Ver Tabla 1.4): porosidad (P hi ), saturación de agua (S W ), volumen de arcillas (VCL), espesor de arena (Gross) y espesor neto de petróleo (Net) para cada una de las arenas de interés presentes en los pozos evaluados Espesor de la Arena Se define como el espesor dentro de los límites de tope y base obtenidos del registro eléctrico para cada zona de interés Espesor Neto Se define como la cantidad de pies cuya saturación de petróleo, porosidad, volumen de arcilla se encuentran en valores comprendidos dentro de rangos que permitan definir el reservorio como productivo 8% porosidad >50 So <50% VCL Porosidad A partir de los registros sónico, neutrónico y de densidad se puede calcular la porosidad. La porosidad de la formación se puede calcular con cada uno de los perfiles para un mejor ajuste respecto a las condiciones de la formación.

39 15 Perfil de Densidad de Formación (Ec. 1.8) Donde: D = Porosidad del perfil de densidad de formación ρ ma = Densidad de la matriz, g/cm 3 ρ b = Densidad registrada por la herramienta, g/cm 3 ρ f =Densidad del fluido, g/cm 3 Perfil Sónico (Ec. 1.9) Donde: S = Porosidad del perfil sónico t log = Tiempo de tránsito registrado por la herramienta, µs t ma = Tiempo de tránsito de la matriz, µs t f.= Tiempo de tránsito del fluido, µs Perfil Neutrónico El registro proporciona una medida directa de porosidad, expresada en fracción. La porosidad que se obtiene de las ecuaciones es la porosidad total, es decir, la fracción de la unidad de volumen de la formación ocupada por fluidos, que son: agua adherida a las arcillas, agua libre e hidrocarburos 5. 5 CRUZ Efraín, Interpretación de registros de pozos a hueco abierto, Schlumberger 2002

40 16 Uno de los principales problemas en la lectura de los registros, es la presencia de arcilla, por lo tanto los valores de porosidad deben ser corregidos para obtener la porosidad efectiva, volumen de poros interconectados o espacio ocupado en una roca que contribuya al flujo de fluidos o permeabilidad en un reservorio 6, mediante las siguientes ecuaciones: Perfil de Densidad de Formación (Ec. 1.10) Perfil Neutrónico (Ec. 1.11) Perfil Sónico Donde: (Ec. 1.12) e = Porosidad efectiva V CL = Contenido de arcilla determinado a partir de un indicador de arcillas. D, N, S = Porosidad obtenida del respectivo perfil. DCL, NCL, SCL = Porosidad aparente del respectivo perfil en una formación arcillosa. La porosidad aparente en una formación arcillosa puede determinarse mediante la lectura del perfil respectivo en arcillas cercanas 7. Una combinación de los perfiles de porosidad permite obtener resultados más confiables. Mediante el modelo de porosidad Neutrón - Densidad de Formación se puede hacer un cálculo de la porosidad efectiva mediante las expresiones: ANDRADE FIDEL, Actualización de reservas y predicción del comportamiento productivo de los campos Culebra-Yulebra, 2009,pag. 27.

41 17 (Ec. 1.13) 1 (Ec. 1.14) Donde: T = Porosidad total e = Porosidad efectiva N = Porosidad obtenida a partir del perfil neutrónico D = Porosidad obtenida a partir del perfil de densidad de formación Saturación de Agua (S w ) Para el cálculo de la saturación de agua existen varios métodos: Archie (para arenas consolidadas); Simandoux (evaluación de calizas); entre otros. Para este estudio se utilizó el modelo de Indonesia, puesto que para las arenas de la Cuenca Oriente es el que mejor se adapta a la naturaleza laminada de la distribución de arcilla, la cual afecta en forma directa los valores de R t y S w. Modelo de Archie: Donde: S ar S w = Saturación de agua A 1 n w w = m e R (Ec. 1.15) φ t = Factor de cementación φ e = Porosidad efectiva R w = Resistividad del agua m = Exponente de cementación R t = Resistividad total de la formación n = Exponente de saturación 8 GARCIA JULIO, RODRÍGUEZ PAULO, Actualización de reservas del campo Cononaco, 2011, pág 37

42 18 Modelo de Simandoux: 2 cl 2 cl m V φe 1 1 = + 4 R 1 V R R cl w w (Ec. 1.16) S w = V R cl + cl m φe 2 1 V cl 1 R w (Ec. 1.17) Donde: = Constante delta V CL = Volumen de arcillosidad R CL = Resistividad de la arcilla Modelo de Indonesia: (Ec. 1.18) Donde: S w = Saturación de agua R w = Resistividad del agua R t = Resistividad de la zona virgen R CL = Resistividad de la arcilla V CL = Volumen de arcilla e = Porosidad efectiva a = Factor de cementación m = Exponente de cementación n = Exponente de saturación

43 19 El factor de cementación (a) es un indicador de la regularidad de la geometría de los poros, el exponente de cementación o porosidad (m) refleja la dificultad del paso de fluidos por el espacio poroso interconectado, el exponente de saturación (n) expresa el incremento de la resistividad debido a la distribución de fluidos no conductivos (petróleo-gas) en los espacios porosos Resistividad del Agua (R w ) La resistividad del agua (R w ) es un factor que nos permite calcular la saturación de fluido presente en el reservorio. Para calcularla, en este caso, se utilizó datos de salinidad, temperatura y profundidad de la formación, utilizando la siguiente ecuación:, 0,0123,, (Ec. 1.19), Donde: Rw Tf = Resistividad del agua a la temperatura de la formación, ohm-m Salinidad = del agua de formación (varía de acuerdo al reservorio), ppm T sup = temperatura de superficie, F T f = temperatura de fondo, F Salinidad Para el uso de la carta Gen-6 (Anexo 1.1) es necesario conocer la temperatura del reservorio y la salinidad expresada en partes por millón de Cloruro de Sodio (ppm NaCl). Los datos de salinidad reportados por el Laboratorio de Corrosión se expresan en partes por millón de ion Cloro (ppm Cl - ), por lo tanto, deben ser transformados (a ppm NaCl) multiplicándolos por un factor de CARAGUAY NYDIA, Actualización De Reservas Y Predicción Del Comportamiento Productivo Del Campo Yuca, 2005

44 20 En el estudio elaborado se calculó un valor promedio de salinidad para cada arena en función de los datos disponibles y se los mantuvo constantes para todos los pozos. Los valores de salinidad utilizados se muestran en la Tabla 1.3. TABLA 1.3 Salinidades de los Yacimientos ARENA SALINIDAD Ion cloro (ppm) NaCl (ppm) HI HS T U Fuente: Laboratorio de Corrosión Auca Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. La Temperatura de fondo y de superficie utilizada en los pozos fue tomada del encabezado de cada uno de los registros eléctricos, y se calculó un gradiente geotérmico (GG) para cada pozo, el mismo que se calcula con la siguiente ecuación: (Ec. 1.20) Donde: GG = Gradiente geotérmico, F/pie T f = Temperatura de fondo, F T sup = Temperatura de superficie, F Prof. t = Profundidad total, pies Se asume una densidad de la matriz de 2.65 g/cm 3 y la del fluido de 1 g/cm 3. Los valores de Resistividad del agua (R w ) fueron los determinados a partir de los datos

45 21 de salinidad de los diferentes pozos además de comparar con la técnica de PickettPlot, en las arenas limpias para cada uno de los pozos del campo Volumen de Arcilla El volumen de arcilla es un indicador que permite determinar si una arena es limpia o no. Además da un estimado de la cantidad de arcilla presente en una formación. El cálculo de volumen de arcilla se lo realizó mediante las curvas GR y Neutron-Density, dependiendo de las herramientas con las que se cuente en los diferentes perfiles de los pozos. Registros de Rayos Gama La curva de Rayos Gamma permite estimar la fracción de arcilla (V CL ) en arenas que no contienen materiales radioactivos, mediante la siguiente ecuación: V (Ec. 1.21) Donde: V CL = Volumen de arcilla, fracción GR = Lectura del perfil frente al nivel o arena en estudio GR clean = Lectura del perfil frente a una formación considerada limpia GR clay = Lectura del perfil frente a una arcilla o lutita vecina Crossplot Densidad de Formación Neutrónico La combinación de estos perfiles es de gran utilidad como indicador de arcilla, cuando, independientemente de la distribución, los parámetros de la matriz de la formación son conocidos y relativamente constantes GARCIA JULIO, RODRÍGUEZ PAULO, Actualización de reservas del campo Cononaco, 2011, pág ANDRADE FIDEL, Actualización de reservas y predicción del comportamiento productivo de los campos Culebra-Yulebra, 2009, pág. 24.

46 22 Para una formación cualquiera tenemos que: (Ec. 1.22) (Ec. 1.23) Donde: N = Porosidad del perfil neutrónico D = Porosidad del perfil de densidad de formación e = Porosidad efectiva V CL = Volumen de arcilla NCL = Porosidad del perfil neutrónico frente a una arcilla o lutita vecina. DCL =Porosidad del perfil de densidad de formación frente a una arcilla o lutita vecina. Resolviendo el sistema formado por las ecuaciones (1.22) y (1.23), obtenemos e y V CL sin tener en cuenta la distribución o tipo de arcilla presente. Para una evaluación más detallada se debe representar los valores obtenidos de los perfiles de porosidad (ρ b vs. N o D vs. N ) sobre un gráfico cruzado (Cross- Plot). Éste método proporciona buenos resultados cuando la matriz es caliza. VCLAV (Promedio Gamma Ray Densidad Neutrón) El VCLAV es obtenido realizando un promedio aritmético entre el volumen de arcilla calculado con el Gamma Ray y el calculado mediante Crossplot Densidad de Formación - neutrónico GARCÍA JULIO, RODRÍGUEZ PAULO, Actualización de reservas del campo Cononaco, 2011, pág. 37.

47 Valores de corte (Cut Off) Los valores de corte se definen como un valor específico aplicado a los parámetros del reservorio para separar la formación en zonas de pago (zona de interés) 13. Los valores de corte, tanto de porosidad, volumen de arcilla y saturación de agua nos indican la calidad de reservorio que se tiene y permiten establecer los límites dentro de los cuales consideramos a los reservorios como zonas de pago. Los valores utilizados, por EP Petroecuador, para la evaluación son los siguientes: Porosidad efectiva PHIE 0.08 Saturación de Agua S w 0.50 Volumen de Arcilla V sh RESULTADOS DE LAS CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DEL CAMPO. Se presenta el resumen de los parámetros petrofísicos (obtenidos del último estudio petrofísico realizado por EP Petroecuador) del campo utilizando tablas dinámicas de Excel (Ver Tabla 1.4). TABLA 1.4 Resultado de las características petrofísicas del campo Yuca DATOS PROMEDIOS ARENA Gross Net Phi Sw VCL BASAL TENA U SUPERIOR U INFERIOR T SUPERIOR T INFERIOR HOLLÍN SUPERIOR HOLLÍN INFERIOR Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. 13 CONSENTINO LUCA, Integrated Reservoir Studies, Editorial Technip. Francia Pág. 139.

48 TOPES Y BASES Del análisis de registros eléctricos, y aplicando los criterios de estratigrafía secuencial se definieronn los topes y bases de las unidades que presentan los principales reservorios de la Formación Napo, que definen los principales ciclos arenosos U y T, los mismos que se encuentran bien definidos por marcadores regionales de la caliza A, Caliza B y las areniscas de la formación Hollín definido por el marcador de la curva litológica del GR, que define el tope de la conocida caliza C (Ver Tabla 1.5); y la ubicación de los pozos en el mapa de contorno estructural al tope de U inferior se muestra en la Figura 1.5 FIGURA 1.5 Mapa de contorno estructural al tope del reservorio U inferior LEYENDA POZOS PERFORADOS POZOS PROPUESTOS Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador.

49 TABLA 1.5 Topes y bases de las formaciones en el campo Yuca POZO BASAL TENA CALIZA M2 CALIZA A U SUPERIOR U INFERIOR CALIZA B T SUPERIOR T INFERIOR H SUPERIOR H INFERIOR TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE YUCA YUCA 1B YUCA YUCA 2B YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA YUCA 19D YUCA 20D YUCA 22D YUCA 23D YUC-24D YUCA 25D Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

50 RESULTADOS DE LAS CARACTERÍSTICAS PVT DEL CAMPO. Las variables PVT (PRESIÓN-VOLUMEN-TEMPERATURA), se cambian gradualmente con la finalidad de conocer el comportamiento de parámetros como: la Presión de burbuja, Razón Gas en solución-petróleo, Factor volumétrico del petróleo, Viscosidad del petróleo, Densidad del petróleo. Las muestras para estas pruebas de preferencia deben ser tomadas a condiciones de yacimiento, ya que si son tomadas en superficie el petróleo puede haber perdido importantes cantidades de gas con lo cual los resultados son afectados. En la Tabla 1.6, se presentan las principales propiedades de los fluidos de cada uno de los reservorios. TABLA 1.6 Resultados del análisis PVT Pozo ARENA Pi (psi) Boi (Bls/BF) Uoi Pb (psi) Bob GOR (Bls/BF) (PC/BL) Yuca 01 HOLLIN Sup , , , Yuca 01 HOLLIN Inf , , , Yuca 01 T ,145 3, , Yuca 02B U 4040 NR 29, , Yuca 07 U , , , Fuente: Archivo Técnico EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma BUILD UP DE LOS POZOS Son pruebas de incremento de presión realizadas a un pozo que ha estado produciendo por un periodo de tiempo, luego del cual es cerrado. Las presiones de fondo durante el cierre son monitoreadas y grabadas, posteriormente se descargan a un software de análisis de presiones con la finalidad de estimar propiedades de la roca, fluido y pozo tales como: la permeabilidad de la formación, presión del reservorio, presión de fondo fluyente, daño causado a la formación durante la perforación y completación del pozo, índice de productividad, etc. (Ver Anexo 1.3).

51 Presiones. Las presiones a lo largo de la historia productiva del campo han sido obtenidas de pruebas de Build Up que se llevaron a cabo en diferentes etapas de la vida del campo, basados en estos análisis se pudo establecer una relación de presión vs tiempo para cada arena productora (Ver Figuras 1.6, 1.7, 1.8). FIGURA 1.6 Historial de presiones de reservorio para la arena U Pr ARENA U Tiiempo Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. FIGURA 1.7 Historial de presiones de reservorio para la arena T Pr ARENA T Tiempo Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

52 28 FIGURA 1.8 Historial de presiones de reservorio para la arena HOLLÍN ARENA HOLLÍN Pr Tiempo Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

53 29 CAPITULO 2 ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO YUCA 2.1 TIPOS DE COMPLETACIÓN Existen dos tipos de completaciones para los pozos que se han perforado en el Campo Yuca: verticales y direccionales (Ver Anexo 2.1) POZOS VERTICALES Son aquellos que se perforan perpendicularmente a un plano horizontal del yacimiento con un ángulo de inclinación entre 0 y 7 grados respecto a la vertical, estos pozos ayudan a producir a lo ancho del pozo. En el Campo Yuca existen 18 pozos verticales que son: Yuca 01, Yuca 01B, Yuca 02, Yuca 02B, Yuca 03, Yuca 04, Yuca 05, Yuca 06, Yuca 07, Yuca 08, Yuca 09, Yuca 10, Yuca 12, Yuca 13, Yuca 14, Yuca 15, Yuca 16, Yuca 17, los cuales fueron perforados hasta una profundidad aproximada de pies (MD) completados con casing de revestimiento superficial de 10 3/4, casing de producción de 7 y tubería de producción de 3 ½ POZOS DIRECCIONALES Son pozos perforados con un ángulo de inclinación respecto a la vertical entre 7 y 60 grados (perforación desviada).

54 30 En el Campo Yuca existen 7 pozos direccionales que son: Yuca 19D, Yuca 20D, Yuca 21D, Yuca 22D, Yuca 23D, Yuca 24D, Yuca 25D, los cuales fueron perforados hasta una profundidad aproximada de pies (MD) completados con casing de seguridad de 20, casing de revestimiento superficial de 13 3/8, casing intermedio de 9 5/8, liner de producción de 7, tubería de producción de 3 ½ PRUEBAS INICIALES Las pruebas iniciales contienen datos de la producción de agua y petróleo del pozo en sus inicios, intervalos perforados y otros parámetros de importancia. Las pruebas de producción correspondientes a este campo (Ver Anexo 2.2). 2.2 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS Los historiales de reacondicionamiento o workover permiten conocer el comportamiento de los pozos de petróleo desde que inicio su explotación, comenzando con la completación de los mismos hasta su tratamiento para restaurar o incrementar la producción a través de diferentes trabajos de reacondicionamiento; los más frecuentes para el campo Yuca son: cambio de bombas electrosumergibles, cementaciones o squeeze para el control de avances de agua, punzonamientos y repunzonamientos a las zonas de interés, estimulaciones con HCl, pesca de equipos desplazados, cambio de completación por comunicación tubing-casing, tratamientos antiescala, entre otros. En el Anexo 2.3 se presenta un resumen de los trabajos de reacondicionamiento realizados. 2.3 SISTEMAS DE PRODUCCIÓN El Sistema de Producción del Campo Yuca es únicamente por Bombeo Electrosumergible. Cabe mencionar que para este proyecto de titulación no se considera un cambio de sistema de producción por los altos costos que esto

55 31 conllevaría; todas las propuestas para incrementar la producción de petróleo que posteriormente se plantean están basadas en el sistema anteriormente mencionado BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE El sistema de bombeo electrosumergible tiene como función principal proporcionar energía adicional al fluido proveniente del yacimiento mediante la rotación centrífuga de bombas multi-etapas, en donde el caudal es controlado mediante el uso de variadores de frecuencia instalados en la superficie. Este método puede utilizarse para producir fluidos de alta viscosidad, crudos con gas y pozos con alta temperatura. El sistema de bombeo electrosumergible es un mecanismo integrado de levantamiento artificial, considerado como un medio eficiente y económico para producir altos volúmenes de fluido a grandes profundidades en una variedad de condiciones de pozo Principio de funcionamiento. Utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para levantar fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo. Se basa en el principio de centrifugación de fluidos, un rotante gira a alta velocidad y expulsa el fluido hacia la periferia del rotor donde es ingresado a una tubería de descarga, este tipo de bombas tienen diferentes estados de centrifugación, es decir, no es un solo rotor, si no varios que colocados en formas sucesivas uno sobre el otro y alimentándose entre ellos para ganar mayor presión.

56 Ventajas Y Desventajas del sistema de bombeo electrosumergible Ventajas: Los costos de levantamiento para grandes volúmenes son bajos. Puede ser usado en pozos verticales y desviados. Pueden manejar grandes tasas de producción. Requiere de un bajo mantenimiento. Se facilita el monitoreo de presiones y temperaturas de fondo del hoyo, a través del uso de sensores. Puede ser manejado en pozos con grandes cortes de agua y baja relación gas-líquido. Alta resistencia en ambientes corrosivos dentro del hoyo Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y formaciones de escala. Desventajas: Es imprescindible la corriente eléctrica, se requiere de altos voltajes. Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas. Los cables dificultan el corrido de la tubería de producción. No es recomendable usar cuando hay alta producción de sólidos. No es funcional a altas profundidades debido al costo del cable, a posibles problemas operacionales y a los requerimientos de alta potencia de superficie. Con la presencia de gas libre en la bomba, no puede funcionar ya que impide el levantamiento. Las bombas están afectadas por: temperatura de fondo y producción de arena.

57 Descripción del Equipo del Sistema de Bombeo Electrosumergible Un sistema de bombeo electrosumergible se puede dividir principales: en tres grupos Equipos de Superficie Equipos de Subsuelo Cables La Figura 2.1 muestra un diagrama esquemático de los equipos que conforman de los sistemas de superficie y de fondo. FIGURA 2.1 Diagrama esquemático de los equipos de superficie y fondo Fuente: Centrilift.

58 34 Equipos de superficie El equipo típico de superficie comprende de un transformador primario, un panel de control del motor (Switchboard o variador de frecuencia), un transformador secundario (en caso de que se use un variador de frecuencia), una caja de venteo y un cabezal del pozo. Cabezales.- Tienen el propósito de suspender el revestidor (casing) y la sarta de tubería de producción, aislar anulares entre revestidor y tubing y proveer un medio de conducción entre el pozo y las conexiones de superficie. Pueden ser de varios tipos, de los cuales, los más comúnmente utilizados son: Tipo Hércules, para baja presión Tipo Roscado, para alta presión Transformador primario.- Este componente se utiliza para reducir el voltaje de la fuente primaria a un voltaje que pueda ser manejado por el panel de control o por el variador de frecuencia. Se puede utilizar un solo transformador trifásico o un conjunto de tres transformadores monofásicos. Panel de Control.- Es el componente desde el que se gobierna la operación del motor en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad de control que se desea tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para integrarlos al tablero, este puede consistir en un arrancador de motor, protección por sobrecarga y baja carga, una llave manual para desconectarlo, retardo en el tiempo y un amperímetro registrador. Este panel entrega el voltaje requerido por el motor de fondo. Variador de frecuencia.- Es un dispositivo diseñado e instalado para cambiar la frecuencia de la corriente que alimenta al motor, por lo tanto modificar su velocidad angular para obtener un rendimiento óptimo del equipo electrosumergible. El rango de ajuste de la frecuencia es de 30 Hz a 90 Hz, lo que

59 35 implica un amplio rango de velocidades y por lo tanto de caudales que se pueden manejar con un mismo equipo de fondo. Si se utiliza un variador, un transformador secundario será requerido, puesto que el voltaje entregado no es el que requiere el motor de fondo. Transformador secundario.- Se lo utiliza si se instala un variador de frecuencia, para elevar el voltaje hasta los requerimientos del motor. Puede ser un solo transformador trifásico o un banco de tres transformadores monofásicos. Caja de venteo.- Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el tablero de control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficial y alcanzar la instalación eléctrica en el tablero y ocasionar una explosión. En la caja de venteo o de unión, los conductores del cable quedan expuestos a la atmósfera evitando esa posibilidad (Ver Figura 2.2). FIGURA 2.2 Diagrama ilustrativo de la caja de venteo Fuente: bombeo/levantamiento-artificial-bombeo2.shtml Equipos de Subsuelo Son aquellas piezas o componentes que operan instalados en el subsuelo. Las compañías de bombeo electrosumergible se especializan en la fabricación de estos equipos.

60 36 Bomba El corazón del sistema de bombeo electrosumergible es la Bomba Centrífuga (Ver ( Figura 2.3).Estas bombas son del tipo Multi-Etapas Multi Etapas y el número de estas depende de cada aplicación específica. Cada ETAPA está formada por un Impulsor y un Difusor. El impulsor da al fluido ENERGÍA CINÉTICA y el Difusor cambia esta energía cinética en ENERGÍA POTENCIAL (Altura de elevación o cabeza). FIGURA 2.3 Bomba omba multietapas Fuente: Centrilift. Succión Esta es la puerta de acceso de los fluidos del pozo hacia la bomba, para que esta pueda desplazarlos hasta la superficie. Existen dos tipos básicos de succiones o intakes de bombas, como se muestra en la Figuras 2.4 y Figura 2.5.

61 37 FIGURA 2.4 Separador eparador de gas Fuente: Centrilift. FIGURA 2.5 Succión ucción estándar Fuente: Centrilift. Las succiones estándar solamente cumplen con las funciones de permitir el ingreso de los fluidos del pozo a la bomba y transmitir el movimiento del eje en el extremo del sello al eje de la bomba. Los separadores de gas, además de permitir el ingreso de fluidos al interior de la bomba, tiene la finalidad de eliminar la mayor cantidad del gas en solución contenido en estos fluidos.

62 38 Secciones Sellantes Estos equipos también se los conoce con el nombre de Protectores (Ver Figura 2.6). Las principales funciones de los sellos son: Evitar el ingreso de fluidos (agua) del pozo al interior del motor. Absorber los empujes descendentes y ascendentes de la bomba. Equilibrar la presión interna del motor con la presión del pozo. Además, sirve de vínculo mecánico entre el motor y la bomba. FIGURA 2.6 Sección sellante Fuente: Centrilift. Motor Es un motor trifásico, de inducción tipo JAULA DE ARDILLA, de dos polos, similar a los utilizados en aplicaciones de superficie, como se presenta en la Figura 2.7. Las tres fases son conectadas al bobinado del motor, el que termina en una estrella en el interior de éste, la cual trata de estabilizar un punto neutro.

63 39 FIGURA 2.7 Corte transversal de un motor de fondo Fuente: Centrilift. Los motores se seleccionan de acuerdo a la potencia demandadaa por el sistema y el diámetro interior disponible en el revestidor. Si por alguna razón, el sistema demanda una potencia mayor a la del motor para una serie determinada, estos pueden montarse en tandems de dos o tres motores, duplicando o triplicando la potencia. Cables La unión eléctrica entree los equipos descritos, instalados en el subsuelo, y los equipos de control en superficie son los cables (Ver Figura 2.8). Existen varios tipos de cables en una instalación de bombeo electrosumergible: Extensión de Cable Plano Cable de Potencia Conectores de Superficie Para la selección del tipo adecuado de cable es necesario tener en cuenta: Temperatura de subsuelo Presión máxima del sistema Relación Gas Petróleo del fluido Presencia de agentes corrosivos en el fluido

64 40 FIGURA 2.8 Tipos ipos de cables Fuente: Centrilift. 2.4 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN PRODU El Campo Yuca al momento cuenta con facilidades de producción para una capacidad de procesamiento de BFPD. Las instalaciones de producción se componen de las siguientes partes: Un manifold de distribución de 15 líneas de flujo. Un separador horizontal trifásico de prueba, de BFPD. Un separador horizontal trifásico de producción, de BFPD. Un separador horizontal trifásico de producción, de BFPD. Un tanque de lavado, con capacidad de Bls. Un tanque e de reposo con capacidad de Bls. Una Bota de Gas. Una planta de procesamiento de gas. Un tanque de almacenamiento de diesel, con capacidad para 4000 Bls. Un tanque de almacenamiento de gasolina, con capacidad para 4000 Bls. Un Mechero. Dos tanques de almacenamiento de agua de reinyección, con capacidad de 500 Bls c/u. Sistema de reinyección de agua, compuesto por: dos bombas booster, dos bombas reda de alta presión.

65 41 Una línea de 8 para transporte del agua de formación desde la Estación de Producción hasta los pozos Yuca 05 y Yuca REINYECCIÓN DE AGUA DE FORMACIÓN Toda el agua de formación producida por los pozos del campo Yuca se reinyecta a la formación Tiyuyacu a través de los pozos reinyectores Yuca 05 y Yuca 06. El volumen de agua de formación reinyectado por el pozo Yuca 05 es de 1500 BIPD aproximadamente con una presión de inyección de 1600 psi, mientras que el pozo Yuca 06 tiene una capacidad aproximada de reinyección de 8000 BIPD con una presión de inyección de 2350 psi. 2.6 PRODUCCIÓN El campo produce de las arenas U, T y Hollín. Al 31 de Julio del 2011 la producción total diaria del campo es de aproximadamente 4.240,55 Bls, mientras la producción total acumulada de petróleo del campo es de ,81 M Bls. El reporte de producción de la Tabla 2.1 correspondiente al mes de Julio del 2011 nos indica el estado actual del campo, además la producción acumulada por arena productora. En la Figura 2.9 se presenta en porcentajes los aportes de producción de petróleo neto de cada arena al acumulado global del campo, en el cual se observa que el mayor aporte del campo ha provenido de la Arena U con el 56%, seguido de la Arena T con el 38 %, una producción de la arena Hollín superior del 5% y el menor aporte de producción para la arena Hollín inferior del 1%.

66 42 TABLA 2.1 Reporte de producción acumulada hasta Julio del 2011 PRODUCCION ACUMULADA PETROLEO AGUA FLUIDO RESERVORIO U T HOLLIN SUPERIORR HOLLIN INFERIORR Total M (BLS) M (BLS) M (BLS) Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. FIGURA 2.9 Porcentaje de aporte de producción por arena Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO YUCA Este campo inicia su vida productiva en diciembre de 1980, con BPPD. En la Figura 2.10 se puede apreciar que el campo ha pasado por cuatro reactivaciones importantes: la primera caracterizada por un incremento acelerado hasta alcanzar un promedio de BPPD PD en Agosto de 1981 la cual pronto

67 43 FIGURA 2.10 Historial de producción del campo Yuca Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. declina hasta alcanzar una producción media de BPPD al año de 1982, en mayo de 1989 la producción del campo declina hasta los BPPD siendo este el punto más bajo registrado en la historia del campo. Un segundo incremento se realiza en 1993 debido a la perforación de los pozos Yuca 7 y Yuca 8 manteniendo un promedio de BPPD hasta febrero de 1995, declina para Agosto a un promedio de BPPD, en Diciembre del mismo año se da el tercer incremento de producción con la perforación de los pozos Yuca 14 y Yuca 15 manteniendo la producción por encima de los BPPD hasta mediados de 1998, en este periodo alcanza el record histórico de BPPD en mayo de 1997, la última reactivación se inicia a mediados del 2001 con la incorporación de los pozos Yuca 16, Yuca 17 y la perforación del pozo Yuca 1B en el 2002 lo cual permite que la producción a inicios del 2003 se sitúe por encima de los BPPD, para finales del 2005 el campo se encuentra bordeando los BPPD, posteriormente la perforación de los pozos Yuca 19D, Yuca 20D, Yuca 21D, Yuca

68 44 22D, Yuca 25D en el año 2008 y Yuca 23D, Yuca 24D en el 2009 han permitido que la producción se mantenga en un promedio de BPD Hasta la fecha actual. FIGURA 2.11 Historial de producción de la arenisca U Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma Napo U El reservorio U tiene una producción acumulada de Bls de petróleo de 18,5 API para julio de La Figura muestra el inicio de la producción en diciembre de 1980, fecha en la que se inició la explotación de este campo, produciendo continuamente con un cierre obligado en el año A la fecha han sido completados 13 pozos en el reservorio de los que actualmente se encuentran completados y produciendo 8 pozos, mostrando en su última prueba una producción BPPD con 63% de BSW; se observa una tendencia estable del

69 45 corte de agua en un promedio de 60 a 70%. La producción acumulada de agua es de Bls. El comportamiento de producción del reservorio U, hasta julio del 2011 se muestra en la Figura 2.11 FIGURA 2.12 Historial de producción de la arenisca T Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma Napo T El reservorio T tiene una producción acumulada de Bls de petróleo de 25 API hasta el 31 de julio de A partir de d iciembre de 1980 se inició la explotación de este yacimiento y hasta julio de 2011 han sido completados 5 pozos como productores, mostrando en su última prueba una producción de 704 BPPD con 77.83% de BSW; a partir de 1996 se observa un incremento del corte de agua promedio de 20 a 70 %. Coincidiendo con el aumento de un pozo en el reservorio. La producción acumulada de agua es de Bls.

70 46 El comportamiento de producción del reservorio T, hasta julio del 2011 se muestra en la Figura Hollín Superior El reservorio Hollín Superior tiene una producción acumulada de Bls de petróleo de 27,1 API hasta el 31 de julio de Tiene producción continua desde el Se han completado un máximo de 3 pozos, actualmente se encuentran completados y en producción dos pozos, mostrando en su última prueba una producción 187,5 BPPD con 78,74% de BSW. La producción acumulada de agua es de Bls. El comportamiento de producción del reservorio HS, hasta julio del 2011 se muestra en la Figura FIGURA 2.13 Historial de producción de la arenisca HOLLÍN SUPERIOR Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

71 Hollín Inferior El reservorio Hollín Inferior tiene una producción acumulada de Bls de petróleo de 27,1 API hasta el 31 de julio de Este Reservorio produjo desde marzo de 2008 a marzo de 2010, actualmente no se encuentra produciendo. Se han completado 2 pozos máximo simultáneamente como productores en el mismo. La producción acumulada de agua es de Bls. El comportamiento de producción del reservorio HI, hasta julio del 2011 se muestra en la Figura FIGURA 2.14 Historial de producción de la arenisca HOLLÍN INFERIOR Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

72 ANÁLISIS DE PRESIONES POR RESERVORIO Napo U La presión inicial del reservorio fue reportada en psi. Se cuenta con medidas de presión de este reservorio a partir de 1993, a pesar de haber iniciado su producción en diciembre de Como se observa en la Figura 2.15, no se tiene una medida de presión actual aunque puede extrapolarse un valor en el orden de psi. FIGURA 2.15 Historial de presiones de la arenisca U Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma Napo T La presión inicial del reservorio fue reportada en psi. Se observa en la Figura 2.16, que la presión actual extrapolada del reservorio está en el orden de psi.

73 49 FIGURA 2.16 Historial de presiones de la arenisca T Fuente: : Coordinación de Desarrollo EP-Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma Hollín Superior La presión inicial del reservorio fue reportada en psi. Como se puede observar en la Figura 2.17, la presión actual extrapolada del reservorio está en el orden de psi la cual no es representativa debido al poco desarrollo que ha tenido el reservorio, aunque se puede inferir que existe un buen soporte de presión. FIGURA 2.17 Historial de presiones de la arenisca HOLLÍN SUPERIOR Fuente: : Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

74 Hollín Inferior La presión inicial del reservorio fue reportada en psi. El reservorio no dispone de datos actuales de presión, Sin embargo debido a que este reservorio no se encuentra produciendo desde marzo del 2010 la extrapolación fue realizada al 30 de Abril del 2010; obteniéndose un valor de psi (Ver Figura 2.18). FIGURA 2.18 Historial de presiones de la arenisca HOLLÍN INFERIOR Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma ANÁLISIS DE PRESIONES POR POZO PRODUCTOR Presión de Reservorio (P R ) Las presiones actuales del reservorio para cada uno de los pozos productores, se obtuvieron extrapolandoo los datos existentes de la información recopilada en los Build Ups históricos del campo, para los casos en los cuales las presiones no pudieron ser corregidas al datum del reservorio o no se dispone de suficientes datos para la creación de la línea de tendencia, se utilizó el valor de presión extrapolada para cada reservorio previamente obtenidos; en la Tabla 2.2 se presenta el resumen de las presiones que serán utilizadas en cada uno de los pozos, cabe mencionar que estas presiones se encuentran a la profundidad del medio punzonado.

75 51 TABLA 2.2 Presión de reservorio para cada pozo POZO RESERVORIO Pr (mp) YUC_001B UI 2363,00 YUC_002B UI 2363,00 YUC_007 UI 2262,00 YUC_012 TI 2512,00 YUC_013 HS 3780,00 YUC_014 UI 2290,00 YUC_015 UI 2363,00 YUC_016 TS 2512,00 YUC_019D HS 3780,00 YUC_021D TI 2194,00 YUC_022D UI 2363,00 YUC_023D UI 1693,00 YUC_024D TI 2512,00 YUC_025D UI 2355,00 Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma Presión de fondo fluyente (P wf ) TABLA 2.3 Presión de fondo fluyente para cada pozo POZO RESERVORIO Pwf (mp) YUC_001B UI 716,01 YUC_002B UI 1164,38 YUC_007 UI 1196,95 YUC_012 TI 1413,90 YUC_013 HS 1872,89 YUC_014 UI 1563,40 YUC_015 UI 1872,18 YUC_016 TS 1944,26 YUC_019D HS 2038,35 YUC_021D TI 1692,33 YUC_022D UI 1009,13 YUC_023D UI 1298,07 YUC_024D TI 975,10 YUC_025D UI 384,07 Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

76 52 En la Tabla 2.3 se presenta un resumen de las presiones de fondo fluyente medidas a julio 2011 para cada uno de los pozos productores del campo Yuca, obtenidas de las lecturas del sensor de fondo; y corregidas hasta la profundidad del medio punzonado MECANISMOS DE PRODUCCIÓN Elaborado por EP Petroecuador, se presenta a continuación las consideraciones realizadas por ellos para determinar los mecanismos actuantes de producción; Para los reservorios U y T se presentan gráficos de comportamiento de la presión en función de los acumulados de producción, expresados como porcentaje de la presión inicial del reservorio y el POES (Pa/Pi Versus Np/N) a partir de estos se puede inferir la combinación de mecanismos de producción actuantes en el reservorio, así como, el eventual factor de recobro a la presión de abandono. Se utiliza a manera de referencia puesto que la producción acumulada se tomó de la base de datos de OFM la cual ya se ha mencionado debe ser revisada. Para los reservorios Hollín superior y Hollín inferior, no existen suficientes datos de producción sobre presión para realizar estos gráficos, ya que han tenido muy poco desarrollo en este campo Reservorio U Este reservorio es altamente subsaturado, siendo su presión actual superior a la presión de burbuja, por lo que uno de los mecanismos actuantes es la expansión roca-fluido. De acuerdo al comportamiento de producción-presión pareciera existir una contribución importante de empuje hidráulico en ciertos sectores del reservorio. De esta manera se puede inferir una combinación de mecanismos de producción actuantes en el reservorio (Ver Figura 2.19) Reservorio T Este reservorio es subsaturado, la presión actual es mayor a la presión de burbuja; uno de los mecanismos actuantes en el reservorio es el de expansión

77 53 roca-fluido. De acuerdo al comportamiento de producción-presión, se evidencia la influencia de un empuje hidráulico (Ver Figura 2.20) Reservorio Hollín Superior Es un reservorio de tipo estructural estratigráfico, con muy poco desarrollo, por lo que no tiene suficientes datos de producción-presión para definir el mecanismo de producción. Por analogía con los campos vecinos de la Cuenca (Auca-Auca Sur- Cononaco) se conoce que existe empuje hidráulico como mecanismo principal de empuje con contribución de expansión roca-fluido FIGURA 2.19 Mecanismo de empuje reservorio U Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador Reservorio Hollín Inferior Es un reservorio de tipo estructural, con presencia de un contacto agua-petróleo. Por la analogía con los campos vecino de la Cuenca (Auca-Cononaco), se conoce que existe empuje hidráulico de fondo como mecanismo principal de empuje. Es un reservorio muy poco desarrollado y no se tiene datos de producción-presión para realizar una gráfica.

78 54 FIGURA 2.20 Mecanismo de empuje reservorio T Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador PRUEBAS DE PRODUCCIÓN En la Tabla 2.4 se puede observar datos de producción actual de petróleo, agua y fluido; corte de agua, gravedad específica, tipo de levantamiento (el campo solo dispone de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible), tipo de bomba y presión de cabeza de cada pozo productor del campo Yuca. De la Tabla 2.4 se extrajo un resumen el mismo que se presenta en la Tabla 2.5, en el cual se aprecia la cantidad de petróleo, agua y fluido producido diariamente por cada arena que está siendo explotada actualmente en el campo, adicionalmente nos permite ver la cantidad de pozos que se encuentran produciendo de cada arena. Con los datos obtenidos se elaboró la Figura 2.21 en la cual se observa que el campo Yuca se encuentra produciendo con un alto corte de agua; Actualmente el reservorio con mayor aporte de petróleo neto en el campo es U inferior, aportando el 78,96%, seguido por T inferior el mismo que produce el 14,22% y por los reservorios T superior y Hollín superior con un aporte del 2,4% y el 4,42% respectivamente.

79 55 TABLA 2.4 Pruebas de producción por pozo Presion Pozo Arena BFPD BPPD BAPD BSW API Tipo bomba cabezal Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. Tipo levantamiento YUC-001B UI P23X ESP YUC-002B UI P12XH6 ESP YUC-007 UI P23X ESP YUC-012 TI DN-1100 ESP YUC-013 HS P4X ESP YUC-014 UI DN-1100 ESP YUC-015 UI P12X ESP YUC-016 TS TE-1500 ESP YUC-019D HS TD-650 ESP YUC-021D TI P11X ESP YUC-022D UI P12X ESP YUC-023D UI P8X ESP YUC-024D TI TD-1200 ESP YUC-025D UI DN-1100 ESP Total 13, , , TABLA 2.5 Sumario de producción diaria por arena Arena Nro de Pozos Suma de BPPD Suma de BAPD Suma de BFPD HS TI TS UI Total general Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. FIGURA 2.21 Distribución de la producción diaria por arena Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

80 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS Al 31 de Julio del 2011 se encuentran perforados un total de 25 pozos de los cuales: 14 pozos son productores (8 producen de la Arena U, 4 de la Arena T y 2 de Hollín), 2 pozos secos (Yuca 06 y Yuca 10), 2 pozos abandonados por problemas mecánicos (Yuca 01 y Yuca 02) los mismos que fueron sustituidos por los pozos (Yuca 01B y Yuca 02B), dos reinyectores de agua (Yuca 05 y Yuca 06) y 7 pozos direccionales (Yuca 19D, Yuca 20D, Yuca 21D, Yuca 22D, Yuca 23D, Yuca 24D y Yuca 25D). En la Tabla 2.6 se observa el estado actual de cada pozo. TABLA 2.6 Estado actual de los pozos POZO ARENA PRODUCTOR INYECTOR REINYECTOR CERRADO ABANDONADO SECO YUC_001 X YUC_001B UI X YUC_002 X YUC_002B UI X YUC_003 X YUC_004 X YUC_005 X YUC_006 X X YUC_007 UI X YUC_008 X YUC_009 X YUC_010 X X YUC_012 TI X YUC_013 HS X YUC_014 UI X YUC_015 UI X YUC_016 TS X YUC_017 X YUC_019D HS X YUC_020D X YUC_021D TI X YUC_022D UI X YUC_023D UI X YUC_024D TI X YUC_025D UI X Total= Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

81 RESERVAS REMANENTES Volumen de hidrocarburos recuperables, cuantificables a cualquier fecha posterior al inicio de la producción comercial, que todavía permanece en el yacimiento. En la Tabla 2.7 se presenta los datos que maneja EP Petroecuador, en el cual se aprecia cuáles son las reservas remanentes para el campo Yuca, hasta el 31 de julio del TABLA 2.7 Reservas remanentes de petróleo del campo Yuca EP PETROECUADOR GERENCIA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN COORDINACIÓN DE DESARROLLO CAMPO YACIMIENTO YUCA RESERVAS DE PETROLEO DEL CAMPO YUCA EN PRODUCCION POR YACIMIENTO AL 31 DE JULIO DE 2011 VOLUMEN IN SITU(CS) BLS FR (INICIAL) % º API RESERVAS ORIGINALES Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. PRODUCCION PRODUCCION RESERVAS PROBADAS PROBABLES TOTALES ACUMULADA (bls) ACUMULADA (bls) REMANENTES (bls) BLS BLS BLS al 31/12/ /01/2011 al 31/07/2 Bls al 31/07/2011 U 90,618, ,532, ,532,217 28,534, ,118 3,244,797 T 59,765, ,894, ,894,283 20,108, ,192 6,572,625 HOLLIN SUP 17,612, ,600, ,600,762 2,517,646 22,700 3,060,416 HOLLIN INF 7,857, ,964, ,964, , ,608,950 SUB-TOTAL 175,853, ,991, ,991,549 51,515, ,010 14,486, ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ACTUAL DE CADA POZO PRODUCTOR DEL CAMPO YUCA El índice de productividad (IP) es una relación importante utilizada en Ingeniería de Producción, para representar la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento, se define como índice de productividad a la relación existente entre la tasa de producción, ql, y el diferencial entre la presión del yacimiento y la presión fluyente en el fondo del pozo, (P R - P wf ); como se muestra en la ecuación 2.1 (Ec 2.1)

82 58 Dónde: IP = índice de productividad Q L = caudal de fluido (petróleo y agua) P R = presión de reservorio P wf = presión de fondo fluyente Escala típica de valores del índice de productividad en BPPD/psia: Baja productividad: IP< 0,5 Productividad media: 0,5 < IP< 1,0 Alta Productividad: 1,0 < IP< 2,0 Excelente productividad: 2,0 < IP En la Tabla 2.8 se observa los valores calculados de índice de productividad a julio del TABLA 2.8 Índice de productividad por pozo POZO RESERVORIO BFPD BPPD BAPD API Pr (mp) Pwf (mp) IP YUC_001B:UI UI YUC_002B:UI UI YUC_007:UI UI YUC_012:TI TI YUC_013:HS HS YUC_014:UI UI YUC_015:UI UI YUC_016:TS TS YUC_019D:HS HS YUC_021D:TI TI YUC_022D:UI UI YUC_023D:UI UI YUC_024D:TI TI YUC_025D:UI UI Fuente: Coordinación de Desarrollo EP Petroecuador. Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

83 59 CAPITULO 3 PROPUESTA TÉCNICA PARA INCREMENTAR Y OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN EN LOS POZOS DEL CAMPO YUCA 3.1 ANÁLISIS NODAL El Análisis Nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, siendo una de las técnicas más utilizadas para optimizar sistemas de producción, dada su comprobada efectividad y confiabilidad a nivel mundial 14. Saber con certeza qué variables afectan el comportamiento del sistema de producción, permite optimizar el caudal de petróleo producido, ahí radica la importancia del análisis de los pozos de yacimientos productores. Además permite conocer las condiciones de productividad de un pozo de petróleo CONCEPTO DE ANÁLISIS NODAL Es el estudio del comportamiento que tiene el sistema de flujo (yacimiento pozo- completación - línea de producción cabezal - línea de transferencia) de cada pozo (Ver Figura 3.1). 14 GAINZA FAUSTO, QUINGA JULIO; Diagnostico de los Sistemas de Producción del Campo Dayuma Fundamentado en el Análisis Nodal

84 60 FIGURA 3.1 Diagrama general del análisis nodal Fuente: Optimización de la producción mediante análisis nodal Ricardo Maggiolo PROCEDIMIENTO DE ANÁLISIS El procedimiento consiste en dividir el sistema de producción en nodos de solución, para calcular caídas de presión con el propósito de evaluar el flujo a través del medio poroso, flujo a través de la tubería vertical y horizontal. El nodo es un punto de solución dentro del sistema de flujo, se considera útil cuando el diferencial de presión y la tasa de producción que pasa por el nodo nos permiten representar una ecuación matemática o física (Ver Figura 3.2). FIGURA 3.2 Ubicación de los nodos Fuente: Introducción de Pruebas de Presión (Marzo 2008), Schulemberger

85 61 Después de seleccionar un nodo de solución, que comúnmente es en el separador o en el cabezal del pozo, las caídas de presión son adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, el cual generalmente es la presión estática del yacimiento, como se indica en la Figura 3.3 de esta forma se obtienen las siguientes ecuaciones: P 1 =P R -P wfs : Perdidas de presión en medios porosos. P 2 =P wfs -P wf : Perdidas de presión en la cara de la formación. P 3 = P wf -P wh : Perdidas de presión en la tubería de producción. P 4 =P wh -P SEP : Perdidas de presión en la línea de flujo superficial. FIGURA 3.3 Posibles perdidas de presión en el sistema Fuente: Introducción de Pruebas de Presión (Marzo 2008), Schulemberger En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, las cuales se consideran constantes para fines de cálculo, siendo estas la presión estática del yacimiento (P R ) y la presión del separador en superficie (P SEP ). Por lo tanto, los cálculos pueden iniciar con cualquiera de ellas, para después determinar la presión en los nodos de solución intermedios entre estas posiciones de partida, se

86 62 debe tener en cuenta que para utilizar el concepto nodal, al menos se deberá conocer la presión en el punto de partida PARÁMETROS NECESARIOS Las curvas de comportamiento de afluencia obtenidas, son función de los siguientes puntos clave del sistema: a) Características del yacimiento. b) Características de la tubería de producción y líneas de flujo. c) Presión en el nodo inicial y final del sistema. d) Porcentaje de agua producido. e) Relación gas-liquido. f) Longitud y diámetro de la tubería. g) Temperatura. h) Características de los fluidos a manejar. i) Topografía del terreno en el caso de la línea de flujo. j) Grado de desviación del pozo. La selección del nodo o nodos iniciales depende principalmente del componente del sistema que se desea evaluar, pero su posición deberá ser tal que muestre, de la mejor manera posible, la respuesta del sistema a una serie de condiciones, para que como resultado final se tenga una evaluación total del problema, dando así una solución confiable. Un punto importante es que, además de las razones técnicas, se tendrá que aportar también una justificación económica, validando con ello de manera completa la solución encontrada COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DE FLUIDOS DE FORMACIONES PRODUCTORAS Para el diseño de un apropiado sistema de producción, se requiere conocer con exactitud el caudal y la presión de fondo fluyente del reservorio, estas son variables que se deben determinar tomando en cuenta parámetros como el

87 63 diámetro de la tubería de producción, el choque en el cabezal, el diámetro de las líneas de flujo y la presión del separador. Para analizar el comportamiento se grafica la presión de fondo fluyente en función del caudal (IPR) Índice de Productividad (IP) Si la presión dinámica del pozo (P wf ) es mayor a la presión del punto de burbuja (P b ), el flujo es de una fase y la curva de productividad es una línea recta con pendiente constante. Para lo cual se usa el método de índice de productividad (IP). Donde: Q = IP (P R -P wf ) (Ec 3.1) Q: caudal (BPD) IP: índice de productividad (BPD/Psi) P R : presión estática de reservorio (Psi) P wf : presión de fondo fluyente (Psi) FIGURA 3.4 IPR (Inflow Performance Curve) Fuente: ESP OIL; optimización de la producción mediante análisis nodal

88 64 En la Figura 3.4 se puede visualizar el concepto de índice de productividad, en donde un extremo de la línea IP es la presión promedio del reservorio (P R ) cuando la tasa de producción es cero mientras que el otro extremo representa el máximo potencial de producción cuando la presión de fondo fluyente es cero Eficiencia de Flujo Cuando no existe daño (S=0), el índice de productividad (IP), reflejará la verdadera productividad del pozo y recibe el nombre de IP ideal definiéndose como eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal, siendo esta una medida cuantitativa de la condición del pozo: IP EF = IP ideal real PR P' wf PR Pwf PS = = (Ec 3.2) P P P P R wf R wf Donde: P wf : presión de fondo fluyente sin daño. P wf : presión de tondo fluyente actual, P R : presión promedia del reservorio IPR EN YACIMIENTOS La IPR tendrá un comportamiento combinado, en la primera zona la presión de fondo fluyente es mayor a la presión de burbuja (P wf >P b ), sección en la que existirá flujo de una sola fase (liquido) y una segunda zona en la cual la presión de fondo fluyente será menor que la presión de burbuja (P wf < P b ), sección en la que existirá flujo bifásico (liquido y gas).

89 Ecuación de Vogel La IPR tendrá un comportamiento lineal para P wf mayores o iguales a P b y un comportamiento tipo Vogel para P wf menores a P b tal como se muestra en la Figura 3.5. Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existen ecuaciones particulares, como se muestra a continuación: En la sección P wf >P b, Q<Q b Cumple la definición de índice de productividad, es decir: Q= IP (P R -P wf ) (Ec 3.3) En la que IP puede ser determinado de una prueba de presión, donde P wf >P b. En la sección P wf <P b, Q>Q b Se utiliza las siguientes ecuaciones: Q = Q b Pwf Pwf (Qmax - Qb )[ ] Pb P + (Ec 3.4) b 2 Q b = IP( P R * P ) (Ec 3.5) b Q max - Q b IP * P = b (Ec 3.6) 1,8 Q IP = (Ec 3.7) 2 P b Pwf Pwf P R - Pb Pb Pb

90 66 FIGURA 3.5 Curva IPR Fuente: ESP OIL; optimización de la producción mediante análisis nodal El IP se obtiene de una prueba de presión donde la P wf esta por debajo de la presión de burbuja, una vez conocido este valor se puede determinar Q b y Q MAX, por lo tanto se puede determinar Q con facilidad y esto permitirá construir la curva IPR completa Ecuación de Fetkcovich Fetkovich, demostró que los pozos de petróleo que producen por debajo de la presión de burbuja (P b ) y los pozos de gas exhiben curvas de afluencia de fluidos muy similares. La ecuación general de pozos de gas también puede aplicarse para pozos de petróleo como se indica a continuación: Q = C (P R 2 -P wf 2 ) n (Ec 3.8) Donde: C: constante de estabilización. n: factor de turbulencia que puede variar entre 0,57 y 1.

91 67 Este factor n es igual a 1/m, donde m es la pendiente del grafico log(p R 2 - P wf 2 ) y log(q). Los coeficientes C y n son únicos para cada pozo estos son encontrados del análisis de datos de pruebas de presión. Con el uso de este método se puede determinar las curvas IPR futuras, realizando una pequeña modificación en la ecuación general, estas son muy importantes sobre todo cuando se quiere emplear un sistema de levantamiento artificial en el pozo, ya que se puede proyectar la producción a futuro en los diferentes tipos de levantamiento y comparar para decidir que método será mas conveniente. Para determinar las IPR s futuras se debe emplear la siguiente ecuación: PRt C' = C (Ec 3.9) PRi Donde P Rt = P P (Ec 3.10) Ri declinación P declinacin psi * ( año) año = (Ec 3.11) Q = C (P Rt 2 - P wf 2 ) n (Ec 3.12) Siendo P Ri y C a tiempo inicial t1 y P Rt y P wf están dadas a un tiempo mayor a t, mientras que n es una constante del pozo a cualquier instante del tiempo CALISPA DIEGO, PROAÑO MARIA, Optimización de la Producción del Campo Auca mediante Análisis Nodal, pág 31-34

92 PUNTO DE ANÁLISIS CONDICIONES DE OPERACIÓN La intersección de las curvas de IPR e Intake en la gráfica de P wf vs. Q, es la condición actual de operación del pozo en estudio, y está basado en el nodo al fondo del pozo en la entrada de la bomba. Todos los componentes aguas arriba del nodo solución comprenden la sección de IPR, mientras la sección de Intake consiste de todos los componentes aguas abajo del nodo. Una relación entre la tasa de flujo y la caída de presión se puede realizar para cada componente en el sistema. La tasa de flujo a través del sistema puede ser determinado una vez que los siguientes requerimientos sean satisfechos: 1. Flujo dentro del nodo igual al flujo fuera de él. 2. Solo una presión debe existir en el nodo. La capacidad de producción del pozo en flujo natural lo establece la tasa de producción para la cual la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento se iguala a la capacidad de levantamiento de fluidos del pozo conjuntamente con su línea de flujo en la superficie (Ver Figura 3.6). FIGURA 3.6 Tasa de producción posible o de equilibrio Fuente: ESP OIL; optimización de la producción mediante análisis nodal

93 ANÁLISIS DE SENSIBILIDADES La presión de salida del sistema es usualmente la presión de cabeza ya sea que el pozo este o no siendo controlado en superficie por una restricción al flujo. El efecto de cambiar cualquier componente del sistema puede ser analizado, recalculando la presión en el nodo y la tasa de flujo, utilizando las nuevas características del componente que sea cambiado. Si el cambio se realiza aguas arriba del nodo, la curva Intake no cambia. Las curvas también cambian si cambian las presiones, lo cual ocurre con cambios de completaciones o de las condiciones del separador. Un sistema de producción puede ser optimizado seleccionando la combinación de componentes que posean las características necesarias para dar la máxima tasa de producción por el menor costo. Aunque la caída de presión del sistema sea la diferencia entre la presión de reservorio y la presión a la salida del sistema, se puede hacer un análisis en lugares específicos, la capacidad de producción del sistema depende del lugar donde las caídas de presión tengan lugar. Si demasiadas caídas de presión ocurren en un componente, existe insuficiente presión para el desempeño eficiente de los otros componentes del sistema de flujo. A pesar de que el reservorio tenga la capacidad de producir una gran cantidad de fluido, si la caída de presión en un componente del sistema es grande, el comportamiento del pozo se ve afectado. Un incremento en la tasa de producción ocurre incrementando el diámetro de la tubería de producción. Sin embargo, si la tubería de producción es demasiado grande la velocidad del fluido dentro de la tubería puede ser muy baja para levantar efectivamente el líquido a la superficie. Esto puede ser causado tanto por un tubing grande como por tasas de producción bajas. La velocidad del fluido es el resultado de la relación entre el caudal producido y el área transversal del tubing.

94 DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA COMPUTACIONAL DE ANÁLISIS NODAL PIPESIM TM es un simulador de flujo multifásico vertical y horizontal para análisis y diagnóstico del comportamiento de flujo de fluidos de Petróleo, Agua y Gas. Esta herramienta cubre todos los aspectos del sistema de producción, modelando desde el análisis individual del pozo (análisis nodal) hasta la optimización de todo el campo. Adicionalmente contiene varios submódulos de diagnósticos para los diferentes tipos de levantamiento como: Levantamiento Artificial por Gas, Bombeo Electro Sumergible y Bombeo Mecánico. La mayor parte de usuarios son: Ingenieros de Yacimientos de Petróleo, de Producción y de facilidades de Superficie. PIPESIM TM modela el flujo de petróleo/gas desde el yacimiento hasta la entrega del fluido. Evalúa la seguridad del flujo, velocidad de erosión, tapones hidrodinámicos, formación de hidratos, desempeño térmico, taponamiento de tubería, distribución, diseño y planificación del campo. Una simple línea de flujo puede ser modelada o introducida a una red de superficie a través de un modelo hidráulico. Igualmente se pueden modelar sistemas de inyección usando Índice de Productividad (IP). El modelo de fluido puede ser definido como Crudo Negro Black Oil o Fluido Composicional (Ecuaciones de Estado). PIPESIM TM es conocido por tener la mayor gama de correlaciones para flujo multifásico en el mercado. Incluye las correlaciones mecanísticas y empíricas, también permite adaptar correlaciones de terceros como por ejemplo Shell.

95 71 Los módulos principales de PIPESIM son: Well Performance Analysis Diseño y análisis de pozo (Análisis Nodal, Diseño de Gas Lift, Bombas Electro Sumergibles, Bombeo Mecánico, Perfiles de Presión y Temperatura). Pipeline y Facilities Analysis Procesos de ingeniería de facilidades de superficie. Network Analysis Estudio de redes de superficie. Multilateral Well Simulator (HOSIM) Simulación de pozos horizontales complejos y multilaterales. Gas lift Optimizer GLO Optimiza la distribución de gas lift disponible dentro de los modelos de TM 16 redes de PIPESIM El análisis nodal ha sido por mucho tiempo el método establecido para evaluar el desempeño de los pozos y es crucial para comprender el comportamiento y la sensibilidad de su sistema de producción (Ver Figura 3.7). PIPESIM permite efectuar análisis de sensibilidad sobre cualquier variable del sistema y representar gráficamente el flujo de entrada y flujo de salida en cualquier nodo del sistema, el cual proporciona una manera de entender dónde pueden residir las oportunidades de mejoramiento de la producción. 16 PIPESIM Suite, User Guide

96 72 FIGURA 3.7 Análisis nodal Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma ASPECTOS GENERALES DE LA SIMULACIÓN Las consideraciones teóricas individuales se describen en el estudio y análisis de cada pozo. Se ha tratado de simular las condiciones de flujo en los pozos lo más cercano a la realidad, tomando en cuenta la mayoría de datos a disposición y en ciertas oportunidades, consideraciones teóricas bien fundamentadas. Cabe mencionar que cada suposición que se ha realizado en este estudio tiene un sustento teórico y/o práctico obtenido de libros relacionados con el análisis nodal y del asesoramiento profesional del personal de EP PETROECUADOR Consideraciones Generales del Estudio Las correlaciones de flujo multifásico aplicadas en el análisis nodal para el presente estudio son Hagedorn & Brown para Flujo multifasico vertical, Beggs and Brill Revised para Flujo multifásico horizontal y Moody para Flujo monofásico; en el análisis que realizaremos a continuación, se considerara a las correlaciones

97 73 mencionadas como la mejor elección por recomendación del personal de EP Petroecuador, adicionalmente para comprobar se realizó el mejor ajuste de las correlaciones en el pozo Yuca 1B comprobando la sugerencia de tal manera que todos los pozos analizados se trabajaron con estas correlaciones. A continuación se presenta las consideraciones que se tomaron en cuenta en la realización del análisis nodal: La completación ingresada en la simulación corresponde al camino que sigue el fluido dentro del pozo. Tomando en cuenta tuberías de producción, el espacio descrito por la tubería de revestimiento y cualquier restricción y/o variación en el diámetro interno, cuando sea el caso. El campo Yuca tiene yacimientos subsaturados, las propiedades del fluido son: GOR entre 100 y 700 pcs/bls y un grado API entre 16,6 y 30. El ajuste de las condiciones de producción del pozo se realizará con respecto a los valores de producción promedios del último mes de información recopilada para el estudio. En pozos verticales y direccionales su excentricidad se estima con un valor de cero, que significa que la tubería está centrada en el hoyo del pozo. Para determinar la viscosidad viva del petróleo se ha utilizado la correlación de Chew & Connally. Los gradientes de temperatura de la simulación se estimaron de acuerdo a los sugeridos por el programa, tomando en cuenta las temperaturas que se tiene en el campo en dos puntos referenciales (temperatura ambiente de cada pozo y las temperaturas medidas al nivel del sensor de fondo de cada pozo).

98 74 La eficiencia del separador de gas, si es que hubiese un dispositivo de estos instalado, se considera aproximadamente del 70%. Con el fin de describir de la mejor manera el flujo a través del pozo se utiliza en esta simulación el survey que describe la trayectoria de los pozos desviados. Las bombas electrosumergibles simuladas corresponden a los datos obtenidos de los equipos de fondo instalados en los pozos. De esta manera se están utilizando las curvas de desempeño de los fabricantes y modelos de las bombas instaladas, la frecuencia de trabajo real, el número de etapas y demás componentes de acuerdo a la instalación existente. Las bombas que no se encuentran en el listado del software, se han simulado utilizando las curvas características de las mismas, para describir su exacto desempeño mediante la creación de equipo de similares características en el software Procedimiento de Ingreso de Datos La secuencia en la que se ingresan los datos para la simulación en PIPESIM, se presenta a continuación enunciando los pasos a seguir. Ver Figuras: 3.8, 3.9, 3.10, 3.11, 3.12, 3.13, 3.14, 3.15, 3.16, 3.17 y Proceso de Ingreso de Datos: 1. Aspectos Generales. Al abrir el programa en la ventana (Seleccionar una opción de PIPESIM) escogemos el botón (Asistente de instalación ), en la ventana que se despliega a continuación ingresamos los datos Generales y damos clic en siguiente (Ver Figura 3.8).

99 75 FIGURA 3.8 Datos generales del proyecto Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. 2. Selección del Perfil de Líneas FIGURA 3.9 Asistente para perfil de líneas Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

100 76 3. Modelo Físico del Pozo FIGURA 3.10 Modelo físico del pozo Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. 4. Propiedades del Petróleo FIGURA 3.11 Propiedades BLACK OIL Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

101 77 5. Datos del reservorio FIGURA 3.12 Datos del reservorio y la capa Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. 6. Datos de la Completación. FIGURA 3.13 Perfil de desviación Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

102 78 7. Ingreso del Perfil Geotérmico del Pozo FIGURA 3.14 Perfil geotérmico Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. 8. Configuración de la tubería de producción FIGURA 3.15 Configuración de la tubería de producción Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

103 79 9. Completación Mecánica del Pozo FIGURA 3.16 Equipo de pozo Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. 10. Datos de bomba y motor FIGURA 3.17 Datos de la bomba electrosumergible Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

104 Selección de las sensibilidades que se van a simular FIGURA 3.18 Análisis nodal Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma MÉTODO GENERAL DE AJUSTE DE PARÁMETROS MEDIDOS Ajuste de las Propiedades del Fluido El procedimiento de ajuste de las propiedades del fluido obedece a la influencia que tienen las mismas sobre el comportamiento del sistema de flujo. El programa PIPESIM nos facilita las herramientas necesarias para el ajuste de las correlaciones de las propiedades del fluido. Se ajustan principalmente los siguientes parámetros del fluido, mediante las correlaciones que se mencionan a continuación: Correlaciones para P b y R s (Ver Anexo 3.1).

105 81 El software PIPESIM incorpora varias correlaciones que se pueden utilizar, dependiendo de cuál es la que mejor se ajusta a las propiedades del petróleo que se requiere simular. En el programa PIPESIM se pueden utilizar las siguientes correlaciones para R s y P b : Lasater Standing Vasquez and Beggs Glaso Kartoatmodjo De Ghetto et al Petrosky Farshad En la simulación de los pozos que conciernen al presente estudio se utilizó la correlación de Lasater para todos los pozos simulados. Correlaciones para µ o (Ver Anexo 3.1). En el programa PIPESIM se pueden utilizar las siguientes correlaciones para µ o : Beggs& Robinson Chew&Connally Kartoatmodjo Khan De Ghetto et al Hossain Elsharkawy Petrosky Farshad

106 82 En la simulación de los pozos que conciernen al presente estudio se utilizo la correlación de Chew&Connally Perfil de Presiones Los pozos del campo Yuca en su totalidad disponen de bombeo electrosumergible por lo que el perfil de presiones fue ingresado como se indicó en la Figura Los datos de subsuelo que se utilizan para el ajuste del perfil Presión vs. Profundidad son los de la entrada y salida de la bomba. Estos son datos medidos mediante un sensor instalado en el fondo del pozo y un manómetro en la cabeza del mismo y determinan el funcionamiento y desempeño de la bomba y por ende el perfil de presión que describe el flujo a medida que asciende por las tuberías. En superficie el dato indispensable de presión es el medido en la cabeza de cada pozo. La presión que ejerza el flujo en superficie, junto con las presiones medidas en subsuelo, determinarán posteriormente la correlación de flujo que mejor se ajuste con el perfil de presiones. FIGURA 3.19 Ajuste del perfil de presiones medidas Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

107 Correlaciones de Flujo El ajuste de la correlación de flujo es un procedimiento que se realiza después de haber ajustado los parámetros del fluido y el perfil de presiones. El objetivo de este ajuste es simular de mejor manera el comportamiento del flujo. En el campo Yuca las correlaciones de flujo que se utilizaron por ser las que mejor describen el comportamiento son las siguientes (Ver Anexo 3.2). Hagedorn & Brown, Flujo multifásico vertical Beggs and Brill Revised, Flujo multifásico horizontal Moody, Flujo monofásico. Cabe mencionar que en el software se ingresaron como parámetros predeterminados las correlaciones mencionadas, de las cuales para la simulación del proyecto se utilizó solamente Hagedorn & Brown. 3.2 RESULTADOS DEL ANÁLISIS NODAL POZOS SELECCIONADOS Los pozos seleccionados en el presente análisis son aquellos que poseen un índice de productividad mayor a uno (Ver Capitulo 2) YUCA 1B Es un pozo vertical, se encuentra produciendo de la zona central de la formación Napo U del Campo Yuca (Ver Anexo 3.3), el pozo de remplazo Yuca 1B, fue perforado a finales del año Para modelar el movimiento de los fluidos en el yacimiento se utilizó la ecuación PseudoSteadyState (Ver Anexo 3.4).

108 84 En el presente proyecto se trabajó con una permeabilidad de 162 md y un espesor efectivo al flujo de 47 pies; el pozo posee una presión de reservorio de psi aproximadamente, se utilizó para la simulación el valor de daño de 2,21. El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 80% y petróleo pesado de 19,2 API. El índice de productividad (IP) es de 1,2 3 BFPD/psi y el caudal máximo para el pozo obtenido en la simulación es de BFPD. Rango de operación de la bomba: BFPD 2033 Bomba Frecuencia Rango P23X SERIE FIGURA 3.20 Análisis nodal de fondo Yuca 1B Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

109 85 Como se observa en la Figura 3.20 el caudal de producción se encuentra en el rango óptimo de trabajo de la bomba. La tasa de producción real promedia es de BFPD, valor que está cercano al obtenido en la simulación debido principalmente a que este estudio llega solo al cabezal del pozoo no se considera la topografía de la línea de flujo entre el pozo y la estación. Punto de operación en la entrada de la bomba del pozo Yuca 1B: P operación 614 Psi Q operación 2036 BFPD Los resultados del análisis nodal en la cabeza (Ver Figura 3..21), revelan una diferencia entre el caudal obtenido en superficie y el caudal obtenido en el fondo de 16 BFPD, la pequeña diferencia existente permite concluir que no existe problemas entre la succión de la bomba y la descarga en superficie a través del cabezal. FIGURA 3.21 Análisis nodal de cabeza Yuca 1B Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

110 86 Punto de operación en el cabezal del pozo Yuca 1B: P operación 85 Psi Q operación 2052 BFPD Se realizaron sensibilidades para un aumento de frecuencia en la bomba, para valores de 55 Hz, 57 Hz y 59 Hz; los resultados se encuentran en la Tabla 3.1, la misma que fue obtenida de la Figura FIGURA 3.22 Análisis de sensibilidades Yuca 1B Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. TABLA 3.1 Resultados de sensibilidades Yuca 1B P operación BFPD BPPD BAPD BSW Hz Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

111 YUCA 2B Es un pozo vertical, se encuentra produciendo de la zona sur de la formación Napo U del Campo Yuca, el pozo de reemplazo Yuca 2B fue perforado en el año Para modelar el movimiento de los fluidos en el yacimiento se utilizó la ecuación PseudoSteadyState. En el presente proyecto se trabajó con una permeabilidad de 375 md y un espesor efectivo al flujo de 8 pies; el pozo se encuentra al momento con una presión de reservorio aproximada de psi; El daño total del pozo es de 1,3 valor que se utilizó en la simulación. El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 75% y petróleo pesado de 16,6 API. El índice de productividad (IP) es de 1 BFPD/psi y el caudal máximo para el pozo obtenido en la simulación es de BFPD. Como se observa en la Figura 3.23 el caudal de producción se encuentra en el rango óptimo de trabajo de la bomba. La tasa de producción promedia real es de BFPD, valor cercano al obtenido en la simulación, debido principalmente a que este estudio llega solo al cabezal del pozo y no considera la topografía de la línea de flujo entre el pozo y la estación. Rango de operación de la bomba: BFPD Bomba Frecuencia Rango 1197 P12X SERIE

112 88 FIGURA 3.23 Análisis nodal de fondo Yuca 2B Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. Punto de operación en la entrada de la bomba del pozo Yuca 2B: P operación 892 Psi Q operación 1203 BFPD FIGURA 3.24 Análisis nodal de cabeza Yuca 2B Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

113 89 Los resultados del análisis nodal en la cabeza (Ver Figura 3..24), revelan una diferencia entre el caudal obtenido en superficie y el caudal obtenido en el fondo de 5 BFPD, la pequeña diferencia existente permite concluir que no existe problemas entre la succión de la bomba y la descarga en superficie a través del cabezal. Punto de operación en el cabezal del pozo Yuca 2B: P operación 75 Psi Q operación 1208 BFPD El pozo tiene un espesor productivo neto de 8 pies esto se debe a que en reiteradas ocasiones se cementó los punzonados en zonas más bajas para reducir el corte de agua por lo cual no es posible realizar un aumento en el espesor de la zona, simulando de esta manera sensibilidades en la frecuencia como se muestra en la Figura 3.25, se realizó una simulación para el incremento de frecuencia a 62 Hz, 65 Hz y 68 Hz, los resultados se presentan en la Tabla 3.2. FIGURA 3.25 Análisis de sensibilidades Yuca 2B Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

114 90 TABLA 3.2 Resultados de sensibilidades Yuca 2B P operación BFPD BPPD BAPD BSW Hz Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma YUCA 7 Es un pozo vertical, se encuentra produciendo de la zona centro-norte de la formación Napo U del Campo Yuca, fue perforado en el año Para modelar el movimiento de los fluidos en el yacimiento se utilizó la ecuación PseudoSteadyState. En el presente proyecto se trabajó con una permeabilidad de 600 md y un espesor efectivo al flujo de 36 pies; El pozo se encuentra al momento con una presión de reservorio aproximada de psi; el valor de la presión de fondo fluyente se ve afectado en gran medida por el alto daño del pozo en la simulación se utilizo el valor de 16,6. El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 80% y petróleo pesado de 16,6 API. El índice de productividad (IP) es de 1,62 BFPD/psi y el caudal máximo para el pozo obtenido en la simulación es de BFPD. Como se observa en la Figura 3.26 el caudal de producción se encuentra en el rango óptimo de trabajo de la bomba. La tasa de producción promedia real es de BFPD, valor que está cercano al obtenido en la simulación, debido principalmente a que este estudio llega solo al cabezal del pozo y no considera la topografía de la línea de flujo entre el pozo y la estación. Rango de operación de la bomba: BFPD Bomba Frecuencia Rango 1756 P23X SERIE

115 91 Los resultados obtenidos en el análisis nodal, dan como resultado una diferencia entre el caudal de fondoo y el caudal simulado del cabezal (Ver Figura 3.27) de 9 BFPD, permiten concluir que no existen problemas en la completacion. FIGURA 3.26 Análisis nodal de fondo Yuca 7 Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. FIGURA 3.27 Análisis nodal de cabeza Yuca 7 Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

116 92 Punto de operación en la entrada de la bomba del pozo Yuca 7 P operación 712 Psi Q operación 1764 BFPD Punto de operación en el cabezal del pozo Yuca 7: P operación 155 Psi Q operación 1773 BFPD Debido al alto daño que se aprecia en las inmediaciones del pozo, se realizó un análisis de sensibilidades en el cual se representa el efecto sobre el caudal de disminuir el daño en la formación (Ver Figura 3.28), los valores de daño para los que se realizó la simulación son de 4,8 y 12, adicionalmente se realizó un incremento de frecuencias para determinar la posible ganancia que se obtendría al disminuir el daño e incrementar frecuencia simultáneamente, la frecuencia se analizó para valores de 53 Hz, 55 Hz y 57 Hz los resultados se presentan en la Tabla 3.3 FIGURA 3.28 Análisis de sensibilidades Yuca 7 Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

117 93 TABLA 3.3 Resultados de sensibilidades Yuca 7 P operación BFPD BPPD BSW Daño Hz Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma YUCA 14 Es un pozo vertical, se encuentra produciendo de la zona central de la formación Napo U del Campo Yuca, fue perforado en el año Para modelar el movimiento de los fluidos en el yacimiento se utilizó la ecuación PseudoSteadyState. En el presente proyecto se trabajó con una permeabilidad de 315 md y un espesor efectivo al flujo de 26 pies; el pozo se encuentra al momento con una presión de reservorio aproximada de psi. Para la simulación se utilizó un valor de daño de 3,74. El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 88% y petróleo mediano de 24,8 API. El índice de productividad (IP ) es de 1,16 BFPD/psi y el caudal máximo para el pozo obtenido en la simulación es de BFPD. Como se observa en la Figura 3.29 el caudal de producción se encuentra en el rango óptimo de trabajo de la bomba. La tasa de producción promedia real es de 840 BFPD, valor que está cercano al obtenido en la simulación, debido principalmente a que este estudio llega solo al cabezal del pozo y no considera la topografía de la línea de flujo entre el pozo y la estación.

118 94 Rango de operación de la bomba: BFPD 840 Bomba Frecuencia Rango DN1100 SERIE FIGURA 3.29 Análisis nodal de fondo Yuca 14 Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. Punto de operación en la entrada de la bomba del pozo Yuca 14: P operación 1136 Psi Q operación 879 BFPD La diferencia entre los caudales obtenidos por la simulación en el cabezal (Ver Figura 3.30) y en el fondo es de 3 BFPD, esta mínima diferencia nos permite concluir que no existen problemas en la completación. Punto de operación en el cabezal del pozo Yuca 14: P operación 150 Psi Q operación 882 BFPD

119 95 FIGURA 3.30 Análisis nodal de cabeza Yuca 14 Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. Debido al alto BSW del pozo se revisó el historial de trabajos, encontrando en el último workover un incremento acelerado del BSW y en el historial de producción se encontró que el valor de presión de Intake mantiene una tendencia a elevarse por lo cual se debe revisar la bomba que fue colocada en este reservorio, porque el alza en el valor de presión es un indicativo de que existe taponamiento en la bomba o que esta no está trabajando de forma correcta se espera que el valor de producción de fluido continúe bajando, por ello no se debe modificar parámetros la recomendación es mantenerlo productivo con los niveles actuales, por lo expuesto no se realizó análisis de sensibilidades YUCA 15 Es un pozo vertical, se encuentra produciendo de la zona central hacia el sur de la formación Napo U del Campo Yuca, el pozo Yuca 15 fue perforado en el año Para modelar el movimiento de los fluidos en el yacimiento se utilizó la ecuación PseudoSteadyState.

120 96 En el presente proyectoo se trabajó con una permeabilidad de md y un espesor efectivo al flujo de 10 pies; El pozo se encuentra al momento con una presión de reservorio aproximada de psi. El valor de daño simulado es de 20. El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 75%, y petróleo pesado de 17,5 API. El índice de productividad (IP) es de 2,15 BFPD/psi y el caudal máximo para el pozo obtenido en la simulación es de BFPD. Como se observa en la Figura 3.31 el caudal de producción se encuentra en el rango óptimo de trabajo de la bomba. La tasa de producción promedia es de BFPD, valor que está cercano al obtenido en la simulación, debido principalmente a que este estudio llega solo al cabezal del pozo y no considera la topografía de la línea de flujo entre el pozo y la estación. Rango de operación de la bomba: BFPD 1055 Bomba Frecuencia Rango P12X SERIE FIGURA 3.31 Análisis nodal de fondo Yuca 15 Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

121 97 Punto de operación en la entrada de la bomba del pozo Yuca 15: P operación 917 Psi Q operación 1068 BFPD Los resultados obtenidos en el análisis nodal, dan como resultado una diferencia entre el caudal de fondoo y el caudal simulado del cabezal (Ver Figura 3.32) de 5 BFPD, permiten concluir que no existen problemas en la completacion. FIGURA 3.32 Análisis nodal de cabeza Yuca 15 Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. Punto de operación en el cabezal del pozo Yuca 15: P operación 120 Psi Q operación 1073 BFPD Debido al alto daño que se aprecia en las inmediaciones del pozo, se recomienda realizar una estimulación a la formación para disminuir el daño, por lo cual en la

122 98 Figura 3.33 se presenta un análisis de sensibilidades simulando el efecto de disminuir el daño en la formación, se lo realizó para valores de daño de 5,10 y 15; la frecuencia se mantendrá constante simulada tres puntos por encima de su valor actual, los resultados se presentan en la Tabla 3.4. FIGURA 3.33 Análisis de sensibilidades Yuca 15 Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. TABLA 3.4 Resultados de sensibilidades Yuca 15 P operación BFPD BPPD BAPD BSW Daño Hz Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

123 YUCA 16 Es un pozo vertical, se encuentra produciendo de la zona centro-este de la formación Napo T del Campo Yuca, 16 fue perforado en el año Para modelar el movimiento de los fluidos en el yacimiento se utilizó la ecuación PseudoSteadyState. En el presente proyecto se trabajó con una permeabilidad de 381 md y un espesor efectivo al flujo de 18 pies; el pozo se encuentra al momento con una presión de reservorio aproximada de psi. El valor de daño simulado es de 9,37. El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 94% y petróleo pesado de 16,6 API. El índice de productividad (IP) es de 3 BFPD/psi y el caudal máximo para el pozo obtenido en la simulación es de BFPD. Como se observa en la Figura 3.34 el caudal de producción se encuentra en el rango óptimo de trabajo de la bomba. La tasa de producción promedia es de BFPD, valor que está cercano al obtenido en la simulación, debido principalmente a que este estudio llega solo al cabezal del pozo y no considera la topografía de la línea de flujo entre el pozo y la estación. Rango de operación de la bomba: BFPD Bomba Frecuencia Rango 1702 TE1500 SERIE Punto de operación en la entrada de la bomba del pozo Yuca 16: P operación 1629 Psi Q operación 1708 BFPD

124 100 FIGURA 3.34 Análisis nodal de fondo Yuca 16 Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. Los resultados obtenidos en el análisis nodal, dan como resultado una diferencia entre el caudal de fondoo y el caudal simulado del cabezal (Ver Figura 3.35) de 11 BFPD, permiten concluir que no existen problemas en la completación. FIGURA 3.35 Análisis nodal de cabeza Yuca 16 Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

125 101 Punto de operación en el cabezal del pozo Yuca 16: P operación 150 Psi Q operación 1719 BFPD Debido al alto BSW que tiene el pozo no es recomendable aumentar la frecuencia, tampoco realizar trabajos de estimulación que permitan disminuir el daño; se recomienda mantenerlos parámetros actuales de producción YUCA 21D Es un pozo direccional, se encuentra produciendo de la zona noroeste de la formación Napo T del Campo, el pozo Yuca 21D fue perforado en el año Para modelar el movimiento de los fluidos en el yacimiento se utilizó la ecuación PseudoSteadyState. En el presente proyecto se trabajó con una permeabilidad de 151 md y un espesor efectivo al flujo de 23 pies; el pozo se encuentra al momento con una presión de reservorio aproximada de psi. El valor de daño utilizado en la simulación es de 1,6. El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 78%, petróleo mediano de 28,5 API. El índice de productividad (IP ) es de 2,4 BFPD/psi y el caudal máximo para el pozo obtenido en la simulación es de BFPD. Como se observa en la Figura 3.36 el caudal de producción se encuentra en el rango óptimo de trabajo de la bomba. La tasa de producción promedia es de BFPD, valor que está cercano al obtenido en la simulación, debido principalmente a que este estudio llega solo al cabezal del pozo y no considera la topografía de la línea de flujo entre el pozo y la estación.

126 102 Rango de operación de la bomba: BFPD 1202 Bomba Frecuencia Rango P11X SERIE FIGURA 3.36 Análisis nodal de fondo Yuca 21D Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. Punto de operación en la entrada de la bomba del pozo Yuca 21D: P operación 1016 Psi Q operación 1206 BFPD Los resultados obtenidos en el análisis nodal, dan como resultado una diferencia entre el caudal de fondoo y el caudal simulado del cabezal (Ver Figura 3.37) de 9 BFPD, permiten concluir que no existen problemas en la completación.

127 103 FIGURA 3.37 Análisis nodal de cabeza Yuca 21D Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. Punto de operación en el cabezal del pozo Yuca 21D: P operación 75 Psi Q operación 1215 BFPD El pozo presenta condiciones favorables para incrementar la producción por lo cual se simuló un incremento de frecuencias a 63 Hz, 65 Hz y 67 Hz en la (Ver Figura 3.38), los resultados se presentan en la Tabla 3.5. TABLA 3.5 Resultados de sensibilidades Yuca 21D P operación BFPD BPPD BAPD BSW Hz Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

128 104 FIGURA 3.38 Análisis de sensibilidades Yuca 21D Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma YUCA 23D Es un pozo direccional de avanzada, se encuentra produciendoo de la zona norte de la formación Napo U del Campo, el pozo Yuca 23D fue perforado en el año Para modelar el movimiento de los fluidos en el yacimiento se utilizó la ecuación PseudoSteadyState. En el presente proyecto se trabajó con una permeabilidad de 506 md y un espesor efectivo al flujo de 42 pies; El pozo se encuentra al momento con una presión de reservorio aproximada de psi. El valor de daño simulado es de 0,16.

129 105 El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 0,2% y petróleo pesado de 19,4 API. El índice de productividad (IP) es de 1,76 BFPD/psi y el caudal máximo para el pozo obtenido en la simulación es de BFPD. Como se observa en la Figura 3.39 el caudal de producción se encuentra en el rango óptimo de trabajo de la bomba. La tasa de producción promedia es de 695 BFPD, valor que está cercano al obtenido en la simulación, debido principalmente a que este estudio llega solo al cabezal del pozo y no considera la topografía de la línea de flujo entre el pozo y la estación. Rango de operación de la bomba: BFPD 695 Bomba Frecuencia Rango P8X SERIE FIGURA 3.39 Análisis nodal de fondo Yuca 23D Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

130 106 Punto de operación en la entrada de la bomba del pozo Yuca 23D: P operación 923 Psi Q operación 711 BFPD Los resultados obtenidos en el análisis nodal, dan como resultado una diferencia entre el caudal de fondoo y el caudal simulado del cabezal (Ver Figura 3.40) de 5 BFPD, permiten concluir que no existen problemas en la completacion. FIGURA 3.40 Análisis nodal de cabeza Yuca 23D Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. Punto de operación en el cabezal del pozo Yuca 23D: P operación 90 Psi Q operación 716 BFPD Es un pozo que se encuentra con un corte de agua muy bajo por lo cual el incremento que se realice de fluido en su mayoría será producción de petróleo, es

131 107 importante en este pozoo mantener controlada la variación en la caída de presión necesaria para incrementar la producción ya que de la zona que se encuentra produciendo el Yuca 23 de acuerdo al análisis de presioness es la zona que registra la menor presión estática, se realizó el análisis de sensibilidades para el incremento de frecuencias a 63 Hz, 66 Hz Y 69 Hz (Ver Figura 3.41), los resultados se presentan en la Tabla 3.6. FIGURA 3.41 Análisis de sensibilidades Yuca 23D Fuente: PIPESIM Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. TABLA 3.6 Resultados de sensibilidades Yuca 23D P operación BFPD BPPD BAPD BSW Hz Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

132 ANÁLISIS DE RESERVAS MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN Las curvas de declinación de producción representan un método dinámico para la estimación de las reservas recuperables de un yacimiento. Su naturaleza dinámica proviene del hecho que se emplea la historia de producción de los fluidos por pozo o por yacimiento para la estimación de las reservas recuperables. El análisis de declinación se realiza generalmente mediante curvas, las que resultan de graficar la tasa de producción en función del tiempo o la tasa de producción en función de la producción acumulada. La suposición de estas curvas es la siguiente: Todos los factores que han afectado al yacimiento en el pasado lo seguirán afectando en el futuro RESULTADOS En la Tabla 3.7 se presenta un resumen de las arenas que cada uno de los pozos productores de Yuca ha explotado a lo largo de su historia Los resultados obtenidos del programa OFM TM utilizando la base de datos entregada por EP Petroecuador para realizar el presente estudio, permitió la realización de los diferentes forecast para cada uno de los pozos productores del campo, los resultados son presentados en las Tablas 3.8, 3.9, 3.10, 3.11, 3.12 y 3.13, adicionalmente las gráficas de empate se presentan en el Anexo AGILA TATIANA, CEVALLOS ANABELA; Estudio Técnico Económico para Incrementar la Producción en el Bloque

133 109 TABLA 3.7 Arenas producidas por cada pozo del campo Yuca ARENA PRODUCIDA POZOS US UI TS TI HS HI YUCA 1B x x YUCA 2B x YUCA 3 x x YUCA 4 x x YUCA 7 x YUCA 8 x YUCA 9 x x YUCA 12 x YUCA 13 x x x YUCA 14 x x x YUCA 15 x YUCA 16 x x x x YUCA 17 x x x YUCA 19D x x x YUCA 20D x YUCA 21D x x YUCA 22D x x YUCA 23D x YUCA 24D x YUCA 25D x TOTALES Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma Arena U Superior TABLA 3.8 Cálculo de reservas remanentes arena U SUPERIOR POZO CAUDAL INICIAL bbl/d FECHA DE INICIO DEL FORECAST Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. RATA DE DECLINACION EXPONENTE b CAUDAL FINAL bbl/d RESERVAS REMANENTES Mbbl RECUPERACIO N FINAL ESPERADA Mbbl YUCA 01B US December YUCA 03 US January YUCA 17 US October TOTALES

134 Arena U Inferior TABLA 3.9 Cálculo de reservas remanentes arena U INFERIOR POZO CAUDAL INICIAL bbl/d FECHA DE INICIO DEL FORECAST Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. RATA DE DECLINACION EXPONENTE b CAUDAL FINAL bbl/d RESERVAS REMANENTES Mbbl RECUPERACIO N FINAL ESPERADA Mbbl YUCA 01B UI July YUCA 02B UI July YUCA 03 UI January YUCA 04 UI June YUCA 05 UI January YUCA 07 UI March YUCA 09 UI February YUCA 13 UI June YUCA 14 UI July YUCA 15 UI July YUCA 16 UI November YUCA 17 UI October YUCA 19D UI November YUCA 20D UI July YUCA 22D UI July YUCA 23D UI July YUCA 25D UI July TOTALES Arena T Superior TABLA 3.10 Cálculo de reservas remanentes arena T SUPERIOR POZO CAUDAL INICIAL bbl/d FECHA DE INICIO DEL FORECAST Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. RATA DE DECLINACION EXPONENTE b CAUDAL FINAL bbl/d RESERVAS REMANENTES Mbbl RECUPERACIO N FINAL ESPERADA Mbbl YUCA 01 TS March YUCA 16 TS July YUCA 17 TS June TOTALES

135 Arena T Inferior TABLA 3.11 Cálculo de reservas remanentes arena T INFERIOR POZO CAUDAL INICIAL bbl/d FECHA DE INICIO DEL FORECAST Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. RATA DE DECLINACION EXPONENTE b CAUDAL FINAL bbl/d RESERVAS REMANENTES Mbbl RECUPERACIO N FINAL ESPERADA Mbbl YUCA 01 TI March YUCA 04 TI October YUCA 08 TI April YUCA 09 TI June YUCA 12 TI July YUCA 13 TI November YUCA 14 TI October YUCA 16 TI October YUCA 19D TI June YUCA 21D TI July YUCA 24D TI July TOTALES Arena H Superior TABLA 3.12 Cálculo de reservas remanentes arena H SUPERIOR POZO CAUDAL INICIAL bbl/d FECHA DE INICIO DEL FORECAST Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. RATA DE DECLINACION EXPONENTE b CAUDAL FINAL bbl/d RESERVAS REMANENTES Mbbl RECUPERACIO N FINAL ESPERADA Mbbl YUCA 01 HS February YUCA 13 HS July YUCA 14 HS May YUCA 16 HS July YUCA 19D HS December TOTALES Arena H Inferior TABLA 3.13 Cálculo de reservas remanentes arena H INFERIOR POZO CAUDAL INICIAL bbl/d FECHA DE INICIO DEL FORECAST Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. RATA DE DECLINACION EXPONENTE b CAUDAL FINAL bbl/d RESERVAS REMANENTES Mbbl RECUPERACIO N FINAL ESPERADA Mbbl YUCA 21D HI April YUCA 22D HI March TOTALES

136 RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE RESERVAS POR POZO El análisis de reservas se lo ha realizado con el principal objetivo de plantear posibles cambios de zonas, para lo cual se ha verificado el estado de las arenas productoras de cada uno de los pozos que en el estudio de índice de productividad mostrado en la Tabla 2.8 del capítulo 2, dispongan de un índice de productividad menor a 1, adicionalmente para el presente estudio se considera realizar un cambio de zona en el caso que la producción del pozo disminuya a un valor menor a los 60 BPPD Yuca 12 Es un pozo vertical, se encuentra produciendo de la zona sur este de la formación Napo T del Campo Yuca (Ver Anexo 3.3), los pozos cercanos son el Yuca 13 y 15, fue perforado en el año El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 70%, y petróleo pesado con 19,4 API, la tasa de producción promedi a es de 211 BPPD. Como se puede observar en los resultados para la arena TI (Ver Tabla 3.11), el pozo dispone de reservas suficientes para mantener la producción sumado a una rata de declinación baja por lo cual en este caso se recomienda mantener los parámetros del pozo en sus niveles actuales Yuca 13 Es un pozo vertical, se encuentra produciendo de la zona sureste de la formación Hollín del Campo Yuca, los pozos cercanos son el Yuca 8, 12, 15 y 16, fue perforado en el año El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 60% y petróleo pesado con 21,6 API, la tasa de producción promedi a es de 91 BPPD.

137 113 Como se puede observar en el Anexo 2.1 este pozo tiene un colapso en el casing a los pies y el equipo de fondo BES de pescado, por estas razones se recomienda mantener las condiciones actuales de producción Yuca 19D Es un pozo direccional se encuentra produciendo de la zona noreste de la formación Hollín del Campo, los pozos cercanos son el Yuca 7, 9, 14 y 21, fue perforado en el año El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 85% y petróleo pesado con 21,3 API, la tasa de producción promedia es de 96 BPPD. Como se puede observar en los resultados para la arena TI (Ver Tabla 3.11) y la arena UI (Ver Tabla 3.9), el pozo agotó las reservas produciendo de TI hasta alcanzar un promedio final de producción de 15 BPPD y de la arena UI caudal final de 11 BPPD, en las pruebas iniciales realizadas en la arena HI se obtuvo el 100% de agua (Ver Anexo 2.2), adicionalmente en el estudio petrofísico (Ver Anexo 1.2) se puede observar que el pozo produjo de las zonas en las cuales el estudio reveló la presencia de hidrocarburo por lo que de acuerdo con la información recopilada se recomienda mantener el pozo con la producción actual Yuca 22D Es un pozo direccional, se encuentra produciendo de la zona norte de la formación Napo U del Campo, los pozos cercanos son el Yuca 9, 24D y 25D, fue perforado en el año El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 24% y petróleo pesado con 18,3 API, la tasa de producción promedia es de 860 BPPD. Como se puede observar en los resultados para la arena UI (Ver Tabla 3.9), el pozo dispone de reservas suficientes para mantener la producción, considerando

138 114 los datos recopilados en el presente estudio se recomienda mantener la producción del pozo en sus niveles actuales Yuca 24D Es un pozo direccional, se encuentra produciendo de la zona norte de la formación Napo T del Campo, los pozos cercanos son el Yuca 9 y 22D, fue perforado en el año El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 8% y petróleo mediano con 24,7 API, la tasa de producción promedi a es de 126 BPPD. Como se puede observar en los resultados para la arena TI (Ver Tabla 3.11), el pozo dispone de reservas, se revisó el historial de producción del pozo encontrando que la presión de entrada de la bomba desde 08/06/2011 varia de 287 psi a 835 psi para el 29/07/2011, se aprecia que el pozo se encuentra con problemas de taponamiento en la bomba (Parafinas), se recomienda realizar limpieza de la bomba BES, se espera después de la limpieza de la bomba recuperar al menos 200 BPPD de producción del pozo Yuca 25D Es un pozo direccional, se encuentra produciendo de la zona noreste de la formación Napo U del Campo, el pozo más cercano es el Yuca 22D, fue perforado en el año El fluido producido por este pozo tiene un corte de agua de 36% y petróleo pesado con 18 API, la tasa de producción promedia e s de 373 BPPD. Como se puede observar en los resultados para la arena UI (Ver Tabla 3.9), el pozo dispone de reservas suficientes para mantener la producción, considerando los datos recopilados en el presente estudio se recomienda mantener la producción del pozo en sus niveles actuales.

139 ANÁLISIS DE POZOS CERRADOS En la presente sección se evaluó las posibles soluciones que se pueden plantear a pozos que se encuentran cerrados en el campo Yuca, por ello el criterio para determinar los posibles trabajos a realizarse se encuentra basado: En la existencia de zonas que cuenten con reservas. En la solución de problemas mecánicos que afecten al pozo YUCA 3 Es un pozo vertical, se encuentra ubicado en la zona suroeste del campo cercano a los limites externos de la formación, extrajo petróleo de la formación Napo U del Campo, fue cerrado por bajo aporte, se evaluó Hollín con resultados negativos; Como se muestra en el Anexo1.2 del estudio petrofísico, el pozo no dispone de otra zona de interés, por lo cual se mantendrá cerrado YUCA 4 Es un pozo vertical, se encuentra ubicado en la zona suroeste del campo, los reservorios de los cuales extrajo petróleo a lo largo de su vida productiva son Napo UI y Napo TI, fue cerrado por bajo aporte, el pozo tiene un pescado que obstruye la formación Hollín (Ver Anexo 2.1) por lo cual esta no puede ser evaluada, se recomienda mantener cerrado el pozo YUCA 8 Es un pozo vertical, se encuentra ubicado en la zona centro-sur del campo, el pozo extrajo petróleo del reservorio Napo TI, fue cerrado por tener un pescado a 8.338, como se puede observar en el Anexo 2.1. El pozo se encontraba aportando cerca de 200 BPPD de 28.2API, adicionalmente tiene un potencial probado en Hollín de 130 BPPD, con espesores importantes según el análisis petrofísico (Ver Anexo 1.2) tiene espesores con hidrocarburo de 28 Pies en TS,

140 Pies en US y 27 Pies en HI, por lo cual sería importante recuperar el pozo para incrementar la producción de petróleo del campo, se recomienda continuar con el Workover suspendido, la recuperación mínima de fluido que se espera del pozo de ser exitosa la pesca es una producción de 200 BPPD YUCA 9 Es un pozo vertical, se encuentra ubicado en la zona centro-norte del campo, el pozo extrajo petróleo de los reservorios Napo UI y TI, fue cerrado por bajo aporte, adicionalmente tiene varios pescados a diferentes profundidades, aislados por tapones CIBP (Ver Anexo 2.1), por la dificultad de recuperar los pescados y al no tener reservas, se recomienda mantener cerrado el pozo YUCA 17 Es un pozo vertical se encuentra ubicado en la zona sur este del campo, no tiene registros eléctricos a hueco abierto, por lo cual no se dispone de la información de la petrofísica exacta del pozo para cañonear cada uno de los intervalos de los cuales produjo, se realizó a través de correlaciones con pozos cercanos y registros a hueco entubado para determinar zonas productivas, a la fecha el pozo se encuentra cerrado después de haber producido de las formaciones Napo U y T, adicionalmente se conoce de las pruebas iniciales (Ver Anexo 2.2) que a la arena HI se le realizó un tapón de cemento por producir con un alto BSW, por lo expuesto anteriormente la recomendación es mantenerlo cerrado YUCA 20D Es un pozo direccional se encuentra ubicado en la zona suroeste del campo entre los pozos Yuca 4 y Yuca 2B (Ver Anexo 3.3), el pozo produjo de la formación Napo U, tiene un pescado a 9990 pies ubicado sobre el tapón (Ver Anexo 2.1), en completación y pruebas iniciales se observa que la arena TI fue probada obteniendo resultados negativos con el cien por ciento de agua, en el análisis petrofísico realizado (Ver Anexo 1.2) se observa que el pozo tiene características

141 117 favorables para la producción de petróleo en la arena TS, HS y HI, con los datos recopilados se recomienda realizar un workover cuyo objetivo es Sacar pescado, repunzonar y evaluar la arena TS, el pozo yuca 17 cercano al pozo en estudio produjo de la arena TS de acuerdo al registro histórico de producción 100 BPPD. 3.5 PROPUESTA TÉCNICA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN El objetivo del presente proyecto es incrementar la producción del Campo Yuca. Por lo cual se ha realizado análisis nodal de pozos que tienen un índice de productividad mayor o igual a 1, análisis de reservas de las arenas explotadas de los pozos con la finalidad de plantear posibles cambios de zonas de arenas agotadas o de ratificar la explotación de dicha arena en caso de poseer reservas suficientes; finalmente se realizó la revisión de pozos cerrados para recomendar cual de ellos es factible de reacondicionar para incrementar la producción del campo. La propuesta técnica que se va estudiar es la de incrementar la producción mediante la variación de la frecuencia de cuatro pozos con este fin se realizó la simulación de sensibilidades; dos trabajos de estimulación con la finalidad de disminuir el daño existente; dos trabajos de pesca que permitan recuperar las reservas remanentes y de esta manera incrementar producción; un trabajo de limpieza de la bomba BES. En la Tabla 3.14 se presenta un resumen de las actividades planteadas, en la que se incluye los valores tentativos de recuperación por medio de los diferentes trabajos planteados.

142 118 TABLA 3.14 Resumen de la propuesta técnica para cada pozo PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN INCREMENTO POZO RESERVORIO TRABAJO A REALIZAR INICIAL ESPERADA DE PETRÓLEO YUCA 1B UI Incremento de frecuencias 406,60 436,00 29,40 YUCA 2B UI Incremento de frecuencias 299,25 327,00 27,75 YUCA 3 Mantener cerrado 0,00 0,00 0,00 YUCA 4 Mantener cerrado 0,00 0,00 0,00 YUCA 7 UI Estimulación 351,20 412,00 60,80 YUCA 8 Realizar Workover 0,00 200,00 200,00 YUCA 9 Mantener cerrado 0,00 0,00 0,00 YUCA 12 TI Mantener condiciones 211,80 211,80 0,00 YUCA 13 HS Mantener condiciones 91,20 91,20 0,00 YUCA 14 UI Mantener condiciones 100,80 100,80 0,00 YUCA 15 UI Estimulación 263,75 301,00 37,25 YUCA 16 TS Mantener condiciones 102,12 102,12 0,00 YUCA 17 Mantener cerrado 0,00 0,00 0,00 YUCA 19D HS Mantener condiciones 96,30 96,30 0,00 YUCA 20D Realizar Workover 0,00 100,00 100,00 YUCA 21D TI Incremento de frecuencias 264,44 279,00 14,56 YUCA 22D UI Mantener condiciones 860,32 860,32 0,00 YUCA 23D UI Incremento de frecuencias 693,61 786,00 92,39 YUCA 24D TI Limpieza de BES 126,04 326,00 199,96 YUCA 25D UI Mantener condiciones 373,12 373,12 0,00 Incremento total de producción Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. 762,11 Como se muestra en la Tabla 3.15, la propuesta técnica elaborada para el campo Yuca plantea recuperar un total de 762 BPPD; realizando para ello: 2 trabajos de estimulación, incremento de frecuencias en 4 pozos, un trabajo de limpieza en la completación de fondo (BES) y dos trabajos de pesca; adicionalmente en la Figura 3.42 se presenta de forma porcentual el aporte de cada tipo de trabajo al incremento total de la producción.

143 119 TABLA 3.15 Resumen de los trabajos propuestos TRABAJOS CANTIDAD DE TRABAJOS INCREMENTO DE PRODUCCION (BPPD) Estimulación YUCA YUCA Incremento de frecuencias YUCA 1B YUCA 21D YUCA 23D YUCA 2B Limpieza de BES YUCA 24D Realizar Workover YUCA 20D YUCA Total general Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma. FIGURA 3.42 Porcentaje de incremento por los trabajos propuestos INCREMENTO PORCENTUAL POR EVENTO 12.87% 39.36% 26.24% 21.53% TRABAJO A REALIZAR Estimulación Incremento de frecuencias Limpieza de BES Realizar Workover Elaborado por: Darwin Calvopiña; Daniel Palma.

144 120 CAPITULO 4 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO 4.1 INTRODUCCIÓN El objetivo del presente análisis económico, es determinar si el proyecto es viable o no, mediante el calculo del Valor Actual Neto (VAN) y la Taza Interna de Retorno (TIR) y la relación Beneficio/Costo. Un proyecto es económicamente rentable cuando: El valor actual neto (V.A.N.) es mayor que cero. La tasa interna de retorno (T.I.R.) es mayor a la tasa de actualización. La Relación beneficio-costo es mayor que 1. La tasa de actualización que el Departamento Financiero de EP Petroecuador contemplada en sus proyectos es del 12 % anual (1% mensual). 4.2 CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA VALOR ACTUAL NETO (VAN) Se denomina Valor Actual Neto de un proyecto a la suma algébrica de los flujos de caja actualizados de cada mes. Para el cálculo del VAN se usa la siguiente ecuación:

145 121 VAN = n Fnck ( i ) K = k (Ec. 4.1) Donde: Fnck = Flujo Neto de Caja del año k i = Tasa de Actualización de la empresa (i = 12.00%) Cuando el VAN > 0 al efectuarse la inversión, se producirá ganancias por encima de la rentabilidad exigida. el proyecto es aceptado Cuando el VAN = 0 no se producirá ganancias pero tampoco perdidas de capital. El proyecto podría aceptarse o rechazarse tomando en cuenta otros criterios. Cuando el VAN < 0 al efectuarse la inversión, esta no será capaz de producir ganancias por encima de la rentabilidad exigida, produciendo perdidas de capital. El proyecto es rechazado TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) La Tasa Interna de Retorno es la tasa de rendimiento por período con la cual la totalidad de los beneficios actualizados son exactamente igual a los desembolsos expresados en moneda actual. Para ello se emplea la siguiente ecuación: n K = 0 Fnck ( 1+ TIR) k = 0 (Ec. 4.2) Cuando la tasa interna de retorno es mayor a la tasa de actualización (i), el proyecto es rentable.

146 122 Cuando la tasa interna de retorno es igual a la tasa de actualización (i), el proyecto no presenta pérdidas ni ganancias. Cuando la tasa interna de retorno es menor a la tasa de actualización (i), el proyecto no es rentable RELACIÓN BENEFICIO/COSTO La relación Beneficio/Costo, nos muestra de forma notoria la rentabilidad de un proyecto, ya que considera los ingresos generados, los gastos y la inversión, todos estos calculados en el periodo de inversión. Para lo cual se emplea la siguiente ecuación: Ingresos ( actualizados) BENEFICIO/ COSTO = (Ec. 4.3) Costos ( actualizados) + inversion Cuando BENEFICIO/COSTO > 1 los ingresos son mayores a los egresos. El proyecto es rentable. Cuando BENEFICIO/COSTO = 1 los ingresos son iguales a los egresos. El proyecto es indiferente. Cuando BENEFICIO/COSTO < 1 los egresos son mayores que los ingresos. El proyecto es rechazado 4.3 COSTOS DE REACONDICIONAMIENTO Son los costos de los trabajos a realizarse a cada pozo de acuerdo al análisis técnico y el tiempo de duración de los mismos. (Ver Tablas 4.1, 4.2, 4.3).

147 123 TABLA 4.1 Costos de reacondicionamiento (LIMPIEZA DE BES) COSTOS ESTIMADOS PARA LIMPIEZA DE BES OPERACIÓN MATERIAL Quimicos (solventes) UNIDAD DE BOMBEO Contingencia (+/- 20%) TOTAL TIEMPO APROXIMADO EN HORAS TOTAL Fuente: Ingeniería de Petróleos Campo Auca Elaborado por: Darwin E. Calvopiña; Daniel Palma. TABLA 4.2 Costos de reacondicionamiento (ESTIMULACIÓN) COSTOS ESTIMADOS PARA ESTIMULACIÓN OPERACIÓN MATERIAL MOVIMIENTO DE LA TORRE TRABAJO DE LA TORRE SUPERVICION Y TRANSPORTE QUIMICOS EQUIPO DE SUBSUELO Y SUPERFICIE UNIDAD DE WIRE LINE SUPERVICION E INSTALACION DE BES INST. QUICK CONNECTOR+ PROTECTORES CANNON SERVICIO DE SPOOLER UNIDAD DE BOMBEO+HERR DE ESTIMULACIÓN UNIDAD DE BOMBEO (EVAL MTU) Contingencia (+/- 20%) TOTAL TIEMPO APROXIMADO EN DIAS TOTAL Fuente: Ingeniería de Petróleos Campo Auca Elaborado por: Darwin E. Calvopiña; Daniel Palma.

148 124 TABLA 4.3 Costos de reacondicionamiento (PESCA) COSTOS ESTIMADOS PARA WORK OVER DE PESCA OPERACIÓN MATERIAL MOVIMIENTO DE LA TORRE TRABAJO DE LA TORRE SUPERVICION Y TRANSPORTE QUIMICOS EQUIPO DE SUBSUELO Y SUPERFICIE UNIDAD DE WIRW LINE UNIDAD DE CABLE ELECTRICO SUPERVICION E INSTALACION BES INST. QUICK CONNECTOR+ PROTECTORES CANNON SERVICIO DE SPOOLER HERRAMIENTA+UNIDAD DE BOMBEO (EVAL) Contingencia (+/- 20%) TOTAL TIEMPO APROXIMADO EN DIAS Fuente: Ingeniería de Petróleos Campo Auca Elaborado por: Darwin E. Calvopiña; Daniel Palma. TOTAL COSTOS DE PRODUCCIÓN Los costos de producción se refieren a la cantidad que la empresa debe pagar por un barril de petróleo producido. Los costos varían en cada campo, siendo establecido para el campo Yuca un valor de 8,90 USD/Bls. 4.5 INGRESOS Los ingresos se obtienen multiplicando el precio del barril de petróleo por el número de barriles a ser producidos cada mes. Durante el primer mes en el que comienza la ejecución del proyecto, no se tiene una producción del mismo. Por lo tanto, los resultados de estos trabajos, o la producción de los pozos intervenidos en el primer mes, empezarán a principios del segundo mes.

149 125 Para el cálculo de la producción por mes durante el tiempo de evaluación económica se considera una declinación de producción 18 % anual, lo que implicaría un 0,014 % mensual. 4.6 EGRESOS Los egresos mensuales constituyen la suma de los costos por trabajos de reacondicionamiento para cada una de las propuestas planteadas y el costo de producción. El monto total de egresos por la realización de los trabajos de reacondicionamiento asciende a USD, durante los doce meses considerados en el período de evaluación económica del proyecto. 4.7 CRONOGRAMA DE REACONDICIONAMIENTOS Para la ejecución de los trabajos propuestos, se elaboró un cronograma que se fundamenta básicamente en la realización de un determinado número de trabajos por mes según el tiempo requerido para cada uno de los mismos (Ver Tabla 4.4). TABLA 4.4 Cronograma de trabajos propuestos POZO TRABAJO A REALIZAR MES YUCA 1B Incremento de frecuencias X YUCA 2B Incremento de frecuencias X YUCA 7 Estimulacion X YUCA 8 Realizar Workover X X YUCA 15 Estimulacion X YUCA 20D Realizar Workover X X YUCA 21D Incremento de frecuencias X YUCA 23D Incremento de frecuencias X YUCA 24D Limpieza de BES X Elaborado por: Darwin E. Calvopiña; Daniel Palma.

150 HIPÓTESIS BAJO LA CUAL SE REALIZA EL ANÁLISIS ECONÓMICO Se considera una tasa de actualización anual para el proyecto del 12 %. Valor sugerido por el Departamento de Ingeniería Económica de EP Petroecuador. No se considera depreciación contable de los equipos por cuanto no intervienen en impuestos fiscales. Se consideró una declinación de producción de 18 %. Por lo que el proyecto se establece una declinación mensual de 0,014 %, siendo el mensual de 30,4 días. No se consideró devaluación monetaria durante el tiempo de duración del proyecto. Los costos de reacondicionamiento son estimados a los resultados de los trabajos anteriormente realizados en el campo Yuca. El análisis económico solo considera el valor de petróleo incrementado en este proyecto. El análisis económico del proyecto se realiza para precios de venta del petróleo de 50 USD/Bls, 73,3 USD/Bls, 100,68 USD/Bls; el 73,3 USD/Bls es el valor establecido en el presupuesto general del Estado para el año RESUMEN DEL ANÁLISIS ECONÓMICO Los resultados obtenidos de Valor Actual Neto (VAN) y Taza Interna de Retorno (TIR) aplicados a las propuestas técnicas, cumplen con los requisitos que indican la rentabilidad de un proyecto.

151 127 Asumiendo los precios de barril de petróleo se determinaron tres escenarios, con los que se puede considerar la ejecución de los trabajos propuestos (Ver Anexos 4.1, 4.2, 4.3 y 4.4). Los resultados económicos para los Tres escenarios se resumen a continuación Para el caso del crudo de 50 USD/Bls, el proyecto presenta un V.A.N. positivo de USD. La evaluación económica se realiza para doce meses, se calculó que al final este tiempo se tendrá un TIR mensual de 22,30%, una relación BENEFICIO/COSTO de 1,85 y el tiempo de recuperación de la inversión es de 5,1 meses (Ver Tabla 4.5 y Figura 4.1). Estos resultados son indicativos que el proyecto es rentable. FIGURA 4.1 Tiempo de recuperación de la inversión primer escenario Elaborado por: Darwin E. Calvopiña; Daniel Palma. TABLA 4.5 Resultados finales primer escenario INVERSION TOTAL (USD) TASA INTERNA DE RETORNO (MENSUAL) (TIRm) % TASA INTERNA DE RETORNO (ANUAL) (TIR) % VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD BENEFICIO/COSTO Elaborado por: Darwin E. Calvopiña; Daniel Palma ,30% 1020% ,85

152 128 Para el caso del crudo de 73,3 USD/Bls, el proyecto presenta un V.A.N. positivo de USD. La evaluación económica se realiza para doce meses, se calculó que al final este tiempo se tendrá un TIR mensual de 41,90%, una relación BENEFICIO/COSTO de 2,71 y el tiempo de recuperación de la inversión es de 3,4 meses (Ver Tabla 4.5 y Figura 4.1). Estos resultados son indicativos que el proyecto es rentable. FIGURA 4.2 Tiempo de recuperación de la inversión segundo escenario Elaborado por: Darwin E. Calvopiña; Daniel Palma. TABLA 4.6 Resultados finales segundo escenario INVERSION TOTAL (USD) TASA INTERNA DE RETORNO (MENSUAL) (TIRm) % TASA INTERNA DE RETORNO (ANUAL) (TIR) % VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD BENEFICIO/COSTO Elaborado por: Darwin E. Calvopiña; Daniel Palma ,90% 6564% ,71 Para el caso del crudo de 100,68 USD/Bls, el proyecto presenta un V.A.N. positivo de USD. La evaluación económica se realiza para doce meses, se calculó que al final este tiempo se tendrá un TIR mensual de 65,77%, una relación

153 129 BENEFICIO/COSTO de 3,72 y el tiempo de recuperación de la inversión es de 2,6 meses (Ver Tabla 4.6 y Figura 4.2). Estos resultados son indicativos que el proyecto es rentable. FIGURA 4.3 Tiempo de recuperación de la inversión tercer escenario Elaborado por: Darwin E. Calvopiña; Daniel Palma. TABLA 4.7 Resultados finales tercer escenario INVERSION TOTAL (USD) TASA INTERNA DE RETORNO (MENSUAL) (TIRm) % TASA INTERNA DE RETORNO (ANUAL) (TIR) % VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD BENEFICIO/COSTO Elaborado por: Darwin E. Calvopiña; Daniel Palma ,77% 42957% ,72